Relazione semestrale
al 30 giugno 2007
MISSIONE
Siamo un’impresa integrata nell’energia, impegnata a crescere nell’attività di ricerca, produzione,
trasporto, trasformazione e commercializzazione di petrolio e gas naturale.
Tutti gli uomini e le donne di Eni hanno una passione per le sfide, il miglioramento continuo,
l’eccellenza e attribuiscono un valore fondamentale alla persona, all’ambiente e all’integrità.
CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE (1)
COLLEGIO SINDACALE (7)
Presidente
Roberto Poli (2)
Presidente
Paolo Andrea Colombo
Amministratore Delegato e Diret tore Generale
Paolo Scaroni (3)
Sindaci effet tivi
Filippo Duodo, Edoardo Grisolia, Riccardo Perotta,
Giorgio Silva
Amministratori
Alberto Clô, Renzo Costi, Dario Fruscio, Marco Pinto,
Marco Reboa, Mario Resca, Pierluigi Scibetta
Sindaci supplenti
Francesco Bilotti, Massimo Gentile
MAGISTRATO DELLA CORTE DEI CONTI DELEGATO
AL CONTROLLO SULLA GESTIONE FINANZIARIA DI ENI SpA
Lucio Todaro Marescotti (8)
DIRETTORI GENERALI
Divisione Exploration & Production
Stefano Cao (4)
Sostituto
Divisione Gas & Power
Domenico Dispenza (5)
Angelo Antonio Parente (9)
Divisione Refining & Marketing
Angelo Caridi (6)
Società di revisione (10)
PricewaterhouseCoopers SpA
La composizione e le funzioni del Comitato per il controllo interno, del
Compensation Committee e dell’Osservatorio Petrolifero Internazionale sono
illustrate nel capitolo “Altre informazioni” delle Informazioni sulla gestione.
(1) Nominato dall’Assemblea il 27 maggio 2005 per un triennio che scade
con l’approvazione del bilancio dell’esercizio 2007
(2) Nominato dall’Assemblea il 27 maggio 2005
(3) Deleghe conferitegli dal Consiglio di Amministrazione il 1° giugno 2005
(4) Nominato dal Consiglio di Amministrazione il 14 novembre 2000
(5) Nominato dal Consiglio di Amministrazione il 14 dicembre 2005,
con decorrenza 1° gennaio 2006
(6) Nominato dal Consiglio di Amministrazione il 3 agosto 2007 in sostituzione
di Angelo Taraborrelli nominato in pari data Amministratore Delegato
e Direttore Generale di Syndial SpA
(7) Nominato dall’Assemblea il 27 maggio 2005 per un triennio che scade
con l’approvazione del bilancio dell’esercizio 2007
(8) Funzioni conferite dal Consiglio di Presidenza della Corte dei Conti
con deliberazione del 19-20 luglio 2006
(9) Funzioni conferite dal Consiglio di Presidenza della Corte dei Conti
con deliberazione del 27-28 maggio 2003
(10)Incarico conferito dall’Assemblea il 24 maggio 2007 per il triennio
2007-2009
20 settembre 2007
Relazione semestrale
al 30 giugno 2007
Sommario
Informazioni sulla gestione e situazione contabile consolidata di Eni
Informazioni sulla gestione
2
4
6
12
18
22
25
27
56
62
74
79
Highlight
Principali dati
Andamento operativo
Exploration & Production
Gas & Power
Refining & Marketing
Petrolchimica
Ingegneria & Costruzioni
Commento ai risultati economico-finanziari
Altre informazioni
Impegno per lo sviluppo sostenibile
Fattori di rischio
Glossario
Relazione semestrale consolidata di Eni SpA
84
91
102
147
Informazioni relative alla capogruppo Eni SpA
152
Schemi contabili
Criteri di redazione e principi contabili
Note alla relazione semestrale consolidata
Adeguamento della situazione contabile consolidata
ai principi U.S. GAAP
Situazione contabile di Eni SpA al 30 giugno 2007
158
173
175
Commento ai risultati economico-finanziari
Altre informazioni
Acconto sul dividendo dell’esercizio 2007
Eni SpA – Acconto dividendo 2007:
Relazione degli Amministratori ai sensi
dell’art. 2433-bis, comma 5, del codice civile
Attestazione degli organi amministrativi delegati
e del dirigente preposto alla redazione dei
documenti contabili societari a norma delle
disposizioni dell’art. 154-bis comma 5 del
D.Lgs. 58/1998 (Testo Unico della Finanza),
redatta in base al regolamento Emittenti
CONSOB (allegato 3d)
Relazioni della Società di revisione
Allegati alla relazione semestrale
consolidata di Eni
176
177
182
220
Per “Eni” si intende Eni SpA e le imprese incluse nell’area di consolidamento
Imprese e partecipazioni rilevanti di Eni SpA al 30 giugno 2007
Variazioni dell’area di consolidamento verificatesi
nel semestre
ENI RELAZIONE SEMESTRALE 2007 / HIGHLIGHT
Highlight
› Nel primo semestre 2007 Eni ha conseguito l’utile netto di 4,85 miliardi di euro, in riduzione di 420 milioni di euro rispetto
al primo semestre 2006 (-8%). L’utile netto adjusted che esclude gli effetti dell’utile di magazzino e degli special item è
diminuito del 9,9% a 4,90 miliardi di euro. La performance del primo semestre è stata penalizzata dal forte apprezzamento
dell’euro sul dollaro e dalle minori vendite di gas a causa del clima eccezionalmente mite, nonché dalla flessione del prezzo
del petrolio.
› In relazione ai risultati conseguiti, il Consiglio di Amministrazione di Eni ha deliberato la distribuzione agli azionisti
di un acconto sul dividendo dell’esercizio 2007 di 0,60 euro per azione (0,60 euro nel 2006) con stacco cedola fissato
al 22 ottobre e messa in pagamento a partire dal 25 ottobre 2007. Nel semestre sono state acquistate circa 14 milioni
di azioni proprie al costo di 339 milioni di euro, portando a 5,85 miliardi di euro lo spending complessivo dall’inizio
del programma (349 milioni di azioni proprie acquistate).
› Nel semestre sono stati investiti 9,1 miliardi di euro a supporto della crescita: 4,3 miliardi hanno riguardato
gli investimenti tecnici e in progetti esplorativi (in aumento del 39,4% rispetto al semestre 2006); 4,8 miliardi le acquisizioni
di partecipazioni e di asset.
› La produzione di idrocarburi è stata di 1,74 milioni di boe/giorno, in riduzione del 2,9% rispetto al primo semestre 2006
per effetto degli impatti negativi delle tensioni sociali in Nigeria e della perdita a partire dal 1° aprile 2006 della produzione
del giacimento Dación in Venezuela (-31 mila barili/giorno). Escludendo tali impatti, la produzione è rimasta sostanzialmente
invariata sul 2006. Le principali aree di crescita sono state la Libia, il Kazakhstan e il Golfo del Messico a fronte del declino
produttivo di giacimenti maturi in particolare in Italia e Regno Unito.
› Le vendite di gas naturale (48,57 miliardi di metri cubi) sono diminuite di 3,08 miliardi di metri cubi rispetto al primo
semestre 2006 (-6%) per effetto della flessione della domanda europea di gas dovuta alle condizioni climatiche
eccezionalmente miti.
› Nel semestre sono stati investiti 748 milioni di euro (+98% rispetto al semestre 2006) per l’esecuzione di un’intensa
campagna esplorativa nelle aree di presenza consolidata con il completamento di 45 nuovi pozzi esplorativi (24 in quota Eni)
ed un tasso di successo commerciale del 22,7% (18,8% in quota Eni). Le principali scoperte sono state registrate nell’offshore
di Angola, Congo, Egitto, Nigeria, Mare del Nord, Golfo del Messico e Indonesia, nonché in Alaska, Pakistan e Tunisia.
› Nel semestre sono state finalizzate importanti acquisizioni di asset petroliferi nel Golfo del Messico, onshore del Congo
e Alaska in linea con la strategia Eni di rafforzamento della presenza nelle aree core. Per effetto di queste acquisizioni,
Eni rivede al rialzo dal 3 al 4% il tasso di crescita medio annuo della produzione atteso nel quadriennio 2007-2010
assumendo lo scenario Eni di prezzo del Brent.
› Nell’ambito dell’alleanza strategica con Gazprom, Eni in partnership con Enel (60% Eni, 40% Enel) si è aggiudicata l’asta
relativa al secondo lotto degli asset ex-Yukos comprendenti in particolare il 100% delle società OAO Artic Gas Company, ZAO
Urengoil Inc, OAO Neftegaztechnologia impegnate nella ricerca e nello sviluppo di importanti riserve prevalentemente a gas.
Gli asset acquisiti consentono a Eni l’accesso a circa 1,5 miliardi di barili di risorse. Nella stessa transazione, Eni ha anche
rilevato il 20% di OAO Gazprom Neft. Gazprom ha l’opzione per l’acquisto del 51% delle tre società sopra indicate e dell’intero
20% di OAO Gazprom Neft.
› È stato firmato con Gazprom un Memorandum of Understanding per la realizzazione del sistema di gasdotti South Stream
che collegheranno la Russia all’Unione Europea attraverso il Mar Nero. L’implementazione dell’accordo consentirà a Eni
di valorizzare ulteriormente le recenti acquisizioni degli asset gas in Russia e rappresenterà un passo decisivo nella sicurezza
dell’approvvigionamento energetico dell’Europa.
› È stato definito l’accordo per l’acquisizione di una significativa quota di partecipazione in Altergaz, principale operatore
indipendente del mercato francese del gas naturale. Eni supporterà lo sviluppo di Altergaz nel mercato retail in Francia
attraverso un contratto di fornitura decennale di 1,3 miliardi di metri cubi/anno. L’operazione si inquadra nella strategia
di crescita internazionale nella commercializzazione di gas e rafforza ulteriormente la leadership europea di Eni nel mercato
del gas.
2
ENI RELAZIONE SEMESTRALE 2007 / HIGHLIGHT
› Nel settore Refining & Marketing sono state acquisite in Europa Centro Orientale una rete di distribuzione di carburanti
formata da 102 impianti e la quota del 16,11% nella Ceska Rafinerska incrementando la partecipazione Eni nella raffineria
al 32,4%, corrispondente alla capacità di raffinazione di circa 2,6 milioni di tonnellate/anno. Le operazioni con effetto
dal secondo semestre si inquadrano nella strategia di crescita selettiva del downstream petrolifero Eni.
› Nell’ambito della fase 3 di sviluppo del giacimento Karachaganak, è stato definito un gas sale agreement tra il consorzio
Karachaganak Petroleum Operating (cooperato da Eni con il 32,5%) e la joint venture KazRosGaz (KazMunaiGaz e Gazprom)
per la vendita di circa 16 miliardi di metri cubi/anno di gas grezzo da trattare presso l’impianto russo di Orenburg, a partire
dal 2012.
Disclaimer
Questa relazione contiene dichiarazioni previsionali (“forward-looking statements”), in particolare nella sezione “Evoluzione prevedibile della gestione”, relative a: piani di investimento, dividendi e riacquisto di azioni proprie, 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 socio-politica e i mutamenti
del quadro economico e normativo in molti dei Paesi nei quali Eni opera, l’impatto delle regolamentazioni 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.
In relazione alla stagionalità nella domanda di gas naturale e di alcuni prodotti petroliferi e all’andamento delle variabili esogene che
influenzano la gestione operativa di Eni, quali i prezzi e i margini degli idrocarburi e dei prodotti derivati, l’utile operativo e la variazione dell’indebitamento finanziario netto del primo semestre non possono essere estrapolati su base annuale.
3
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / P R I N C I PA L I DAT I
Principali dati economico finanziari
Esercizio
2006
(milioni di euro)
2006
Primo semestre
2007 Var. ass.
Var. %
86.105
Ricavi della gestione caratteristica
44.323
41.688
(2.635)
(5,9)
19.327
Utile operativo
10.542
9.323
(1.219)
(11,6)
20.490
Utile operativo adjusted (a)
10.587
9.449
(1.138)
(10,7)
Utile netto (b)
5.275
4.855
(420)
(8,0)
10.412
Utile netto adjusted (a) (b)
5.437
4.900
(537)
(9,9)
17.001
Flusso di cassa netto da attività di esercizio
10.668
9.683
3.054
4.257
1.203
39,4
9.217
7.833
Investimenti tecnici
(985)
(9,2)
88.312
Totale attività a fine periodo
84.643
94.936
10.293
12,2
11.699
Debiti finanziari e obbligazionari a fine periodo
11.560
16.141
4.581
39,6
41.199
Patrimonio netto e interessi di terzi azionisti a fine periodo
39.863
42.296
2.433
6,1
6.394
9.122
2.728
42,7
46.257
51.418
5.161
978
339
(639)
(65,3)
41,97
13,83
(28,14)
(67,0)
6.767
47.966
Indebitamento finanziario netto a fine periodo
Capitale investito netto a fine periodo
1.241
Acquisto di azioni proprie
53,13
Numero azioni proprie acquistate
(milioni)
11,2
(a) Per la definizione e la riconduzione degli utili nella configurazione adjusted, che escludono l’utile/perdita di magazzino e gli special item, v. il paragrafo “Riconduzione
dell’utile operativo e dell’utile netto a quelli adjusted” a pag 39.
(b) Di competenza Eni.
Principali indicatori reddituali e finanziari
Esercizio
2006
2006
Primo semestre
2007 Var. ass.
Var. %
Utile netto
2,49
- per azione (a)
(euro)
1,42
1,32
(0,10)
(7,0)
6,26
- per ADR (a) (b)
(USD)
3,49
3,51
0,02
0,6
2,81
- per azione (a)
(euro)
1,46
1,33
(0,13)
(8,9)
7,07
- per ADR (a) (b)
(USD)
3,59
3,54
(0,05)
(1,4)
(milioni)
3.717,2
3.676,5
(40,7)
(1,1)
(3,0)
Utile netto adjusted
3.701,3
Numero medio ponderato di azioni in circolazione
Return on Average Capital Employed (ROACE) (C)
20,3
- reported
(%)
22,2
19,2
22,7
- adjusted
( %)
23,5
21,4
(2,1)
0,16
Leverage
0,16
0,22
0,06
(a) Interamente diluito. Calcolato come rapporto tra l'utile netto e il numero medio di azioni in circolazione nel periodo di riferimento. L'ammontare in dollari è convertito
sulla base del cambio medio di periodo rilevato dalla BCE.
(b) Un ADR (American Depositary Receipt) rappresenta due azioni.
(c) Calcolato con riferimento ai periodi di dodici mesi rispettivamente al 30 giugno 2007, 30 giugno 2006 e 31 dicembre 2006.
Principali indicatori di mercato
Esercizio
2006
Primo semestre
2007 Var. ass.
Var. %
65,14
Prezzo medio del greggio Brent dated (a)
65,69
63,26
(2,43)
(3,7)
1,256
Cambio medio EUR/USD (b)
1,229
1,329
0,100
8,1
51,86
Prezzo medio in euro del greggio Brent dated
53,45
47,60
(5,85)
(10,9)
3,79
Margini europei medi di raffinazione (c)
4,36
4,98
0,62
14,2
3,02
Margini europei medi di raffinazione in euro
3,55
3,75
0,20
5,6
3,1
Euribor - a tre mesi (%)
2,8
3,9
1,1
39,3
5,2
Libor - dollaro a tre mesi (%)
4,9
5,5
0,6
12,2
(a) In USD per barile. Fonte: Platt’s Oilgram.
(b) Fonte: BCE.
(c) In USD per barile FOB Mediterraneo greggio Brent. Elaborazione Eni su dati Platt’s Oilgram.
4
2006
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / P R I N C I PA L I DAT I
Principali dati operativi
Esercizio
2006
1.770
1.079
112
97,48
95,97
4,07
87,99
31,03
38,04
27,17
100
12,48
6.294
2.470
7.072
5.276
11.172
13.191
73.572
Exploration & Production
Produzione giornaliera di idrocarburi (a)
(migliaia di boe/giorno)
petrolio e condensati
(migliaia di barili/giorno)
gas naturale (a)
(milioni di metri cubi/giorno)
Gas & Power
Vendite gas nel mondo
(miliardi di metri cubi)
Vendite gas in Europa
(miliardi di metri cubi)
di cui: vendite upstream
(miliardi di metri cubi)
Volumi trasportati in Italia
(miliardi di metri cubi)
Vendite di energia elettrica
(terawattora)
Refining & Marketing
Lavorazioni in conto proprio
(milioni di tonnellate)
Lavorazioni complessive sulle raffinerie di proprietà (milioni di tonnellate)
Grado di utilizzo della capacità bilanciata
(%)
Vendite di prodotti petroliferi rete Europa
(milioni di tonnellate)
Stazioni di servizio rete Europa
(numero)
Erogato medio per stazione di servizio rete Europa
(migliaia di litri)
Petrolchimica
Produzione di prodotti petrolchimici
(migliaia di tonnellate)
Vendite di prodotti petrolchimici
(migliaia di tonnellate)
Ingegneria & Costruzioni
Ordini acquisiti
(milioni di euro)
Portafoglio ordini a fine periodo
(milioni di euro)
Dipendenti a fine periodo
(numero)
2006
Primo semestre
2007 Var. ass.
1.787
1.099
112
1.735
1.028
115
(52)
(71)
3
(2,9)
(6,5)
2,7
51,65
50,94
2,20
46,52
15,39
48,57
47,63
1,94
41,89
16,24
(3,08)
(3,31)
(0,26)
(4,63)
0,85
(6,0)
(6,5)
(11,8)
(10,0)
5,5
18,01
12,63
100
6,08
6.282
1.183
18,32
13,76
100
6,06
6.279
1.198
0,31
1,13
1,7
8,9
(0,02)
(3)
15
(0,3)
3.554
2.680
4.411
2.812
857
132
24,1
4,9
5.970
12.455
72.329
4.948
13.308
75.841
(1.022)
853
3.512
Var. %
1,3
(17,1)
6,8
4,9
(a) Comprende la produzione di gas naturale utilizzata come autoconsumo (8,3 milioni di metri cubi/giorno nel primo semestre 2007, 8,1 milioni di metri cubi/giorno
nel primo semestre 2006, 8 milioni di metri cubi/giorno nel 2006).
5
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A N DA M E N TO O P E R AT I VO
Exploration & Production
Principali indicatori di performance
Esercizio
2006
27.173
15.580
15.763
7.279
4.776
820
255
5.203
1.348
18.590
37,5
1.079
112
1.770
60,09
187,25
48,87
8.336
(a)
(b)
(c)
(d)
(milioni di euro)
Ricavi della gestione caratteristica (a)
Utile operativo
Utile operativo adjusted
Utile netto adjusted
I risultati includono:
ammortamenti e svalutazioni
di cui:
costi di perforazione pozzi esplorativi e altro
costi di prospezioni e studi geologici e geofisici
Investimenti tecnici
di cui: ricerca esplorativa (b)
Capitale investito netto adjusted
ROACE adjusted
(%)
Produzioni (c)
Petrolio (d)
(migliaia di barili/giorno)
Gas naturale
(milioni di metri cubi/giorno)
Idrocarburi
(migliaia di boe/giorno)
Prezzi medi di realizzo
Petrolio (d)
($/bbl)
Gas naturale
($/kmc)
Idrocarburi
($/boe)
Dipendenti a fine periodo
(numero)
2.252
2.547
316
85
2.114
378
19.166
38,4
615
162
2.837
748
21.717
30,9
1.099
112
1.787
1.028
115
1.735
60,25
183,32
48,97
7.940
59,47
182,91
47,96
8.670
Prima dell’eliminazione dei ricavi infrasettoriali.
Include bonus esplorativi.
Include la quota Eni della produzione di joint venture valutate con il metodo del patrimonio netto.
Include i condensati.
PORTAFOGLIO MINERARIO E ATTIVITÀ
DI ESPLORAZIONE
Al 30 giugno 2007 il portafoglio minerario di Eni consiste
in 1.019 titoli (in esclusiva o in compartecipazione) per
l’esplorazione e lo sviluppo localizzati in 36 Paesi dei cinque continenti per una superficie complessiva in quota
Eni di 384.019 chilometri quadrati (385.219 al 31 dicembre 2006), di cui 39.854 relativi a permessi di coltivazione e sviluppo (48.273 al 31 dicembre 2006). All’estero la
superficie complessiva in quota Eni (361.800 chilometri
quadrati) è diminuita di 923 chilometri quadrati per
6
Primo semestre
2006
2007
14.459 12.829
8.398
6.550
8.473
6.615
4.019
3.056
effetto di rilasci in Libia, Egitto e Croazia. Nuovi titoli di
esplorazione e di sviluppo sono stati acquisiti in Congo,
India, Norvegia, Nigeria, Pakistan, Regno Unito e Stati
Uniti (Alaska).
In Italia la superficie complessiva in quota Eni (22.219
chilometri quadrati) è diminuita di 277 chilometri quadrati a seguito di rilasci.
Nel semestre è stata eseguita un’intensa campagna
esplorativa nelle aree di presenza consolidata: gli investimenti sostenuti ammontano a 748 milioni di euro, quasi
raddoppiati rispetto al primo semestre 2006 (+98%).
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A N DA M E N TO O P E R AT I VO
Sono stati ultimati 45 nuovi pozzi esplorativi (24 in
quota Eni), rispetto ai 34 pozzi del primo semestre 2006
(20 in quota Eni). Il coefficiente di successo calcolato
sulla base della commerciabilità delle riserve rinvenute è
stato del 22,7% (18,8% in quota Eni), a fronte del 25,9%
(31,2% in quota Eni) nel primo semestre 2006. Le principali scoperte, comprese quelle per le quali sono in corso
attività di appraisal, sono state effettuate in:
i) Indonesia, con la scoperta offshore di Tulip (Eni 100%)
e l’appraisal positivo di Aster (Eni 66,25%);
ii) Norvegia, con il pozzo esplorativo 7125/4-1 Nucula
(Eni 30%), in prossimità del giacimento Goliat;
iii) Tunisia, con i pozzi esplorativi mineralizzati a petro-
lio Karma-1 e Iklil 1 nella concessione Adam (Eni 25%,
operatore) e Nakhil-1 nel permesso Borj el Khadra (Eni
50%). I pozzi sono stati allacciati alle facility di produzione esistenti;
iv) Angola, nel Blocco 14 (Eni 20%) con i pozzi di scoperta Lucapa-1, Menongue-1 e Malange-1 mineralizzati a
petrolio;
v) Pakistan, con le due scoperte a gas di Tajjal (Eni 30%) e
Latif (Eni 33,3%) in prossimità di aree in produzione e
un’estensione del giacimento a gas Kadanwari (Eni
18,42%, operatore).
Altri risultati positivi sono stati ottenuti in Congo, Egitto,
Nigeria, Golfo del Messico, Alaska e Mare del Nord.
Principali aree di esplorazione e sviluppo
Italia
Estero
Africa Settentrionale
Algeria
Egitto
Libia
Tunisia
Africa Occidentale
Angola
Congo
Nigeria
Mare del Nord
Norvegia
Regno Unito
Resto del mondo
Arabia Saudita
Australia
Brasile
Cina
Croazia
Ecuador
India
Indonesia
Iran
Kazakhstan
Pakistan
Russia
Stati Uniti
Timor Est
Trinidad e Tobago
Venezuela
Altri Paesi
Altri Paesi con sola attività esplorativa
Totale
31 dicembre 2006
30 giugno 2007
Sup. lorda
Sup. lorda
Sup. netta
di esplorazione di esplorazione di esplorazione
Sup. netta
e di sviluppo (a) e di sviluppo (a) e di sviluppo (a) di sviluppo (a)
28.508
27.979
22.219
12.582
673.631
681.917
361.800
27.272
Numero
titoli
167
852
12.739
23.214
39.569
6.464
81.986
12.552
24.443
37.615
6.464
81.074
3.328
14.560
33.422
2.274
53.584
862
3.102
759
1.223
5.946
34
56
14
14
118
18.776
9.797
43.215
71.788
19.907
12.347
44.049
76.303
3.483
5.280
7.756
16.519
1.309
968
5.715
7.992
52
24
50
126
18.851
5.860
24.711
15.335
5.359
20.694
5.390
1.196
6.586
123
560
683
49
90
139
51.687
24.143
2.948
866
6.056
2.000
14.445
28.438
1.456
4.934
29.790
51.687
24.143
2.948
632
1.975
2.000
14.445
28.438
1.456
4.933
38.768
4.974
6.972
12.224
382
1.958
197.935
6.311
299.600
709.896
25.843
19.910
2.802
103
988
2.000
5.698
16.842
820
959
21.253
2.984
3.831
9.779
66
791
114.669
1.240
169.202
384.019
7.803
12.224
382
1.958
189.130
6.311
299.705
702.139
2.278
103
988
2.000
656
820
488
615
2.984
470
66
66
11.534
1.117
39.854
1
13
3
3
2
1
2
13
4
6
22
4
358
5
1
4
442
9
18
1.019
(a) Chilometri quadrati.
7
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A N DA M E N TO O P E R AT I VO
Produzione
Nel primo semestre 2007 la produzione giornaliera di
idrocarburi di 1.735 migliaia di boe/giorno è diminuita
di 52 mila boe/giorno rispetto al primo semestre 2006,
pari al 2,9%, per effetto essenzialmente degli impatti
negativi delle tensioni sociali in Nigeria e della perdita
della produzione del giacimento Dación in Venezuela (31mila barili/giorno) a causa della risoluzione unilaterale da parte della compagnia petrolifera di Stato (PDVSA)
del contratto di servizio con effetto dal 1° aprile 2006.
Escludendo tali impatti, la produzione è sostanzialmente invariata. La crescita organica registrata in Libia,
Kazakhstan e nel Golfo del Messico, nonché il contributo degli asset recentemente acquisiti in Congo, hanno
assorbito il declino produttivo dei giacimenti maturi, in
particolare in Italia e nel Regno Unito, nonché l'impatto
di inconvenienti tecnici in Norvegia.
La quota della produzione estera è stata dell’87% (86% nel
primo semestre 2006).
giacimento Ekofisk (Eni 12,39%); (iii) il Regno Unito per il
declino produttivo nell’area di Liverpool Bay e dei giacimenti Elgin/Franklin (Eni 21,87%) e McCulloch (Eni 40%). I
principali aumenti sono stati registrati in: (i) Kazakhstan,
per la maggiore performance del giacimento Karachaganak
e alla circostanza che nel 2006 furono eseguiti interventi
di manutenzione; (ii) Stati Uniti, per effetto del completo
riavvio degli impianti danneggiati a causa degli uragani
nella seconda metà del 2005.
La produzione giornaliera di petrolio e condensati del
semestre (1.028 mila barili/giorno) è diminuita di 71 mila
barili/giorno, pari al 6,5%. Le principali riduzioni hanno
riguardato: (i) il Venezuela e la Nigeria per i motivi descritti; (ii) la Norvegia, a seguito di inconvenienti tecnici sul
La produzione venduta di idrocarburi è stata di 302,3
milioni di boe. La differenza rispetto alla produzione di
11,7 milioni di boe è dovuta essenzialmente ai volumi
destinati all’autoconsumo (9,5 milioni di boe).
La produzione giornaliera di gas naturale del semestre
(115 milioni di metri cubi/giorno) è aumentata di
3 milioni di metri cubi/giorno, pari al 2,7%, essenzialmente in Libia, per il build-up del giacimento Bahr
Essalam (Eni 50%), in Norvegia, per la crescita produttiva
dei giacimenti Asgaard (Eni 14,81%) e Kristin (Eni 8,25%),
e in Nigeria, per la crescita delle forniture all’impianto
GNL di Bonny (Eni 10,4%). Le principali riduzioni hanno
riguardato il declino dei giacimenti maturi in Italia.
Esercizio
2006
2006
Primo semestre
2007 Var. ass.
Var. %
1.787
242
548
375
291
331
313,6
1.735
219
583
335
275
323
302,3
(2,9)
(9,5)
6,4
(10,7)
(5,5)
(2,4)
(3,6)
2006
Primo semestre
2007 Var. ass.
Var. %
1.099
79
326
330
183
181
197,4
1.028
76
331
286
163
172
184,8
(6,5)
(3,8)
1,5
(13,3)
(10,9)
(5,0)
(6,4)
2006
Primo semestre
2007 Var. ass.
Produzione giornaliera di idrocarburi (a)(b)
1.770
238
555
372
282
323
625,1
(migliaia di boe)
Italia
Africa Settentrionale
Africa Occidentale
Mare del Nord
Resto del mondo
Produzione venduta (a)
(milioni di boe)
Esercizio
2006
(52)
(23)
35
(40)
(16)
(8)
(11,3)
Produzione giornaliera di petrolio e condensati (a)
1.079
79
329
322
178
171
391,1
(migliaia di barili)
Italia
Africa Settentrionale
Africa Occidentale
Mare del Nord
Resto del mondo
Produzione venduta (a)
(milioni di barili)
Esercizio
2006
(71)
(3)
5
(44)
(20)
(9)
(12,6)
Var. %
Produzione giornaliera di gas naturale (a)(b)
112
26
37
8
17
24
38,1
(milioni di metri cubi)
Italia
Africa Settentrionale
Africa Occidentale
Mare del Nord
Resto del mondo
Produzione venduta (a)
(miliardi di metri cubi)
112
26
36
7
18
25
18,9
115
23
41
8
18
25
19,1
3
(3)
5
1
2,7
(11,5)
13,9
14,3
0,2
(a) Include la quota Eni della produzione delle joint venture valutate con il metodo del patrimonio netto.
(b) Comprende la produzione di gas naturale utilizzata come autoconsumo (8,3 milioni di metri cubi/giorno nel primo semestre 2007, 8,1 milioni di metri cubi/giorno
nel primo semestre 2006, 8 milioni di metri cubi/giorno nel 2006).
8
1,1
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A N DA M E N TO O P E R AT I VO
OPERAZIONI DI PORTAFOGLIO
Nel primo semestre 2007 Eni ha finalizzato alcune
importanti operazioni di portafoglio nel Golfo del
Messico, Congo, Alaska e Angola nell’ambito della strategia di crescita nelle aree di consolidata presenza. Per effetto di queste transazioni, il management Eni ha aggiornato
le previsioni di crescita della produzione di idrocarburi nel
quadriennio 2007-2010 dal 3% al 4% in media annua assumendo uno scenario Eni di prezzo del Brent.
Golfo del Messico
Il 30 aprile 2007 Eni ha acquisito attività upstream nel Golfo
del Messico di proprietà della Dominion Resources, una
della maggiori compagnie energetiche americane, per un
valore complessivo di 3,5 miliardi di euro. Gli asset acquisiti comprendono giacimenti in produzione, scoperte in fase
di appraisal/sviluppo, nonché licenze esplorative e sono
situati nelle acque profonde e nella parte continentale del
Golfo del Messico, nelle acque territoriali texane e della
Louisiana. Eni ritiene che le licenze acquisite (circa il 60%
operate) abbiano un significativo potenziale minerario. I
principali giacimenti produttivi acquisiti di petrolio e gas
sono Devils Towers, Triton e Goldfinger (Eni 75%, operatore); tra quelli in fase di appraisal/sviluppo sono compresi
Front Runner (Eni 37,5%), San Jacinto (Eni 53,3%, operatore), Q (Eni 50%), Spiderman (Eni 36,7%) e Thunderhawk
(Eni 25%). Dal secondo semestre 2007, gli asset acquisiti
contribuiranno con 75 mila boe/giorno alla produzione Eni
nel Golfo del Messico che supererà il livello di 110 mila
boe/giorno. Le riserve certe e probabili di Eni aumentano di
222 milioni di barili, corrispondenti ad un costo di acquisto
unitario di 18,4 dollari al barile. La transazione è stata perfezionata il 2 luglio.
Congo
Il 30 maggio 2007 Eni ha finalizzato l’acquisizione
degli asset petroliferi nell’onshore congolese dalla
Maurel&Prom. L’operazione del valore di circa un miliardo
di euro era stata definita nel febbraio 2007. Gli asset acquisiti comprendono le concessioni M’Boundi (quota Eni
43,1%) e Kouakouala “A” (66,67%) e il permesso esplorativo Le Kouilou (48%), tutti con il ruolo di operatore. Tali
asset producono attualmente 17 mila barili/giorno in
quota Eni. Le riserve certe e probabili di Eni aumentano di
112 milioni di barili, corrispondenti ad un costo di acquisto unitario di 10,7 dollari al barile. Attraverso lo sviluppo
degli asset acquisiti e l’applicazione delle avanzate tecnologie Eni di recupero degli idrocarburi, la produzione di
spettanza Eni in Congo passerà dagli attuali 66 mila barili/giorno a circa 100 mila barili/giorno nel 2010.
Alaska
L’11 aprile 2007 Eni ha acquisito il 70% e l’operatorship
del giacimento ad olio di Nikaitchuq, situato sia onshore
sia offhsore nell’estremo nord dell’Alaska, nella regione
del North Slope. Eni, che deteneva già il 30% del campo,
ne possiede ora il 100%. Nikaitchuq è il primo progetto
che Eni potrà sviluppare in qualità di operatore nella
regione. Lo sviluppo di Nikaitchuq avverrà per fasi con
avvio a fine 2009; la final investment decision è attesa
entro fine anno. Lo sviluppo del giacimento avverrà
attraverso la perforazione di oltre 70 pozzi, di cui 22
onshore e i rimanenti perforati da un’isola artificiale, collegati con un impianto di produzione situato a Oliktok
Point. Gli investimenti sono stimati in circa 900 milioni
di dollari.
Angola
Il 2 aprile 2007 Eni ha firmato con la compagnia angolana Sonangol un Memorandum of Understanding per l’acquisizione di una partecipazione del 13,6% nel consorzio
Angola LNG Limited (A-LNG). Il consorzio è impegnato
nella costruzione di un impianto per la liquefazione del
gas dalla capacità di 5 milioni di tonnellate/anno a Soyo,
circa 300 chilometri a nord di Luanda. Il progetto ha già
ottenuto le approvazioni del Governo e del Parlamento
angolani. L’impianto tratterà, in 28 anni, circa 220 miliardi di metri cubi di gas, producendo 128 milioni di tonnellate di gas naturale liquefatto, 104 milioni di barili di
condensati e 257 milioni di barili di GPL. Il gas naturale
liquefatto è destinato al mercato statunitense e sarà
rigassificato presso l’impianto di Pascagoula, nel Golfo
del Messico. Nell’ambito di questo accordo, Eni acquisirà
una capacità di rigassificazione di circa 5 miliardi di
metri cubi/anno dal terminale di Pascagoula (v. Iniziative
del settore Gas & Power).
ALLEANZA CON GAZPROM:
ACQUISIZIONE DEGLI ASSET EX-YUKOS
Nell’ambito dell’alleanza strategica con Gazprom, il 4
aprile 2007 Eni, tramite la partecipazione al consorzio
EniNeftegaz (60% Eni, 40% Enel SpA), ha acquisito il
secondo lotto messo all’asta nel processo di liquidazione di Yukos, al prezzo di 3,73 miliardi di euro in quota
Eni. Gli asset acquisiti includono:
(i) la partecipazione totalitaria nelle tre società russe attive nella ricerca e sviluppo di gas naturale OAO Arctic Gas
Company, ZAO Urengoil Inc. e OAO Neftegaztechnologia
(quota Eni 60%; Enel 40%) nonché asset minori che verranno venduti o liquidati. I due partner hanno attribuito a
Gazprom l’opzione di acquisto sul 51% del consorzio
EniNeftegaz, esercitabile entro 24 mesi a partire dalla
9
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A N DA M E N TO O P E R AT I VO
data di aggiudicazione dell’asta (per ulteriori informazioni
su questo punto v. il commento ai risultati economicofinanziari, alla voce capitale immobilizzato/partecipazioni
dello stato patrimoniale);
(ii) la quota del 20% rilevata interamente da Eni in OAO
Gazprom Neft. Eni ha attribuito a Gazprom l'opzione di
acquisto sull’intero 20% di OAO Gazprom Neft, esercitabile entro 24 mesi a partire dalla data di aggiudicazione
dell’asta (per ulteriori informazioni su questo punto v. il
commento ai risultati economico-finanziari, alla voce
capitale di esercizio netto dello stato patrimoniale).
Le tre società russe acquisite possiedono importanti
riserve prevalentemente a gas stimate in circa 1,5 miliardi di boe in quota Eni, localizzate nella regione di Yamal
Nenets (YNAO), che produce le maggiori quantità di gas
al mondo:
(i) la OAO Arctic Gas Company possiede le due licenze
esplorative di Samburgskii ed Evo-Yahinskii, che includono sette giacimenti in fase di appraisal/sviluppo. I principali giacimenti sono Samburgskoye, per il quale sono in
corso attività di sviluppo e test di produzione, e
Urengoiskoye;
(ii) la ZAO Urengoil Inc. possiede le licenze di esplorazione e sviluppo del giacimento a gas e liquidi di YaroYakhinskoye;
(iii) la OAO Neftegaztechnologia possiede la licenza di
esplorazione e sviluppo del giacimento SeveroChasselskoye.
ALTRE INIZIATIVE DI SVILUPPO
Australia Il 13 agosto 2007 Eni ha firmato l’accordo per
l’acquisto di una quota del 30% in quattro blocchi esplorativi offshore nell’Exmouth Plateau, una della maggiori
aree produttive di gas in Australia. I quattro blocchi sono
situati a una profondità d’acqua di 2.000 metri.
L’accordo prevede l’acquisto di un ulteriore quota del
10% dopo la perforazione del primo pozzo esplorativo.
Eni conseguirà il ruolo di operatore nella fase di sviluppo.
Congo Il 14 aprile 2007 Eni ha firmato l’accordo di attribuzione del permesso esplorativo Marine XII (Eni 90%,
operatore) nell’offshore congolese, con l’obiettivo di
valorizzare l’elevato potenziale minerario a gas per l’alimentazione di una centrale elettrica.
Indonesia Il 17 gennaio 2007, Eni ha firmato con la compagnia indonesiana Pertamina un Memorandum of
Understanding con l’obiettivo di individuare opportunità
congiunte di esplorazione e sviluppo.
10
Kazakhstan
Kashagan A fine giugno 2007 l’operatore Agip KCO ha
presentato all’Autorità del Kazakhstan un emendamento al piano di sviluppo che, fra l’altro, conferma l’inizio della produzione nel 2010. L’Autorità ha successivamente comunicato di non approvare l’emendamento nei termini proposti.
Ad agosto 2007, il Governo della Repubblica del
Kazakhstan ha inviato alle Società che fanno parte del
consorzio del North Caspian Sea Production Sharing
Agreement (“NCSPSA” – quota Eni 18,52%) una “notice of
dispute” per asseriti inadempimenti di obbligazioni previste dal NCSPSA e violazione della legislazione della
Repubblica. Le Parti hanno avviato discussioni finalizzate
al componimento amichevole delle controversie.
Sempre nel mese di agosto 2007 il Ministro
dell’Ambiente kazako ha sospeso per un periodo di tre
mesi il permesso ambientale necessario alle operazioni.
Contro il provvedimento di sospensione è stato presentato appello dall’operatore Agip KCO. L'Autorità del
Paese ha trenta giorni di tempo per rispondere.
Karachaganak Il 1° giugno 2007 il consorzio
Karachaganak Petroleum Operating (KPO), Eni cooperatore con il 32,5%, e la joint venture KazRosGaz
(KazMunaiGaz e Gazprom) hanno firmato il gas sale
agreement per la vendita di circa 16 miliardi di metri
cubi l’anno di gas grezzo prodotto dal giacimento di
Karachaganak, da trattare successivamente presso
l’impianto russo di Orenburg, a partire dal 2012.
L’accordo rappresenta la prima condizione per l’avvio
della Fase 3 di sviluppo del giacimento di
Karachaganak per lo sfruttamento di oltre 2 miliardi
di boe di riserve recuperabili di gas. L’accordo è stato
approvato dai board delle controparti.
Nigeria Il 9 marzo 2007 Eni ha firmato il Production
Sharing (PSC) relativo al permesso OPL 135 (Eni 48%,
operatore), situato nel Delta del Niger. Il programma
esplorativo della durata di 25 anni, consentirà la ricerca e lo sviluppo di nuove riserve di olio e gas in prossimità del network esistente e del vicino impianto
elettrico di Kwale/Okpai di cui Eni è operatore.
Venezuela Il 26 giugno 2007 Eni ha firmato con
PDVSA un Memorandum of Understanding per il passaggio delle attività di sviluppo del giacimento di
Corocoro in Venezuela al regime di “impresa mista”.
Eni continuerà a possedere una partecipazione del
26% nell’attività. La finalizzazione dell’accordo è prevista entro il terzo trimestre 2007.
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A N DA M E N TO O P E R AT I VO
INVESTIMENTI TECNICI
Esercizio
2006
152
139
10
3
(milioni di euro)
Acquisto di riserve proved e unproved
Italia
Africa Settentrionale
Africa Occidentale
Resto del mondo
2006
4
Primo semestre
2007 Var. ass.
96
92
11
11
4
85
81
Var. %
..
1.348
128
270
471
174
305
Esplorazione
Italia
Africa Settentrionale
Africa Occidentale
Mare del Nord
Resto del mondo
378
57
107
94
43
77
748
62
169
137
124
256
370
5
62
43
81
179
97,9
8,8
57,9
45,7
188,4
232,5
3.629
403
701
Sviluppo
Italia
Africa Settentrionale
1.711
174
303
1.965
254
395
254
80
92
14,8
46,0
30,4
864
406
1.255
Africa Occidentale
Mare del Nord
Resto del mondo
373
187
674
522
203
591
149
16
(83)
39,9
8,6
(12,3)
74
5.203
Altro
21
2.114
28
2.837
7
723
33,3
34,2
Gli investimenti tecnici del settore Exploration &
Production (2.837 milioni di euro) hanno riguardato
essenzialmente gli investimenti di sviluppo, realizzati
prevalentemente all’estero, in particolare in Kazakhstan,
Egitto, Angola e Congo. In Italia gli investimenti di sviluppo hanno riguardato in particolare il proseguimento del
programma di perforazione pozzi di sviluppo e completamento in Val d’Agri, nonché interventi di sidetrack e di
infilling nelle aree mature. Gli investimenti di ricerca
esplorativa hanno riguardato per il 92% le attività all’estero, in particolare Egitto, Golfo del Messico, Norvegia,
Nigeria e Indonesia. Le attività di ricerca in Italia hanno
riguardato essenzialmente l’area della Sicilia offshore.
L’acquisto di riserve proved e unproved ha riguardato l’acquisto del 70% del giacimento Nikaitchuq in Alaska, raggiungendo il 100% della titolarità.
Nel primo semestre del 2007 gli investimenti tecnici
aumentano di 723 milioni di euro rispetto al primo
semestre del 2006 (+34,2%) per effetto essenzialmente
della crescita nella ricerca esplorativa nel Golfo del
Messico, Norvegia, Indonesia ed Egitto, della maggiore
attività di sviluppo in Congo, Egitto e Angola.
Nel semestre il settore Exploration & Production ha
acquisito partecipazioni e rami d’azienda per 4,8 miliardi di euro riferiti essenzialmente alle partecipazioni del
20% in OAO Gazprom Neft e nelle tre società russe attive
nel gas in esito all’aggiudicazione dell’asta per il Lotto 2
degli asset ex-Yukos (3,7 miliardi di euro) e all’acquisizione degli asset petroliferi onshore in Congo (circa 1 miliardo di euro).
11
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A N DA M E N TO O P E R AT I VO
Gas & Power
Principali indicatori di performance
Esercizio
2006
28.368
3.802
3.882
2.862
1.174
18.864
15,1
97,48
95,97
4,07
6,54
87,99
31,03
12.074
Primo semestre
2006
2007
14.933 13.722
1.907
2.106
1.994
2.202
1.517
1.577
410
526
16.594 18.451
14,9
16,6
51,65
48,57
50,94
47,63
2,20
1,94
6,25
6,55
46,52
41,89
15,39
16,24
12.209 11.861
(milioni di euro)
Ricavi della gestione caratteristica (a)
Utile operativo
Utile operativo adjusted
Utile netto adjusted
Investimenti tecnici
Capitale investito netto adjusted
ROACE adjusted
Vendite gas mondo
Vendite gas in Europa
di cui: vendite Upstream
Clienti in Italia
Volumi trasportati in Italia
Vendite di energia elettrica
Dipendenti a fine periodo
(%)
(miliardi di metri cubi)
(milioni)
(miliardi di metri cubi)
(terawattora)
(numero)
(a) Prima dell’eliminazione dei ricavi infrasettoriali.
GAS NATURALE
Approvvigionamenti di gas naturale
Esercizio
2006
10,21
21,30
3,68
18,84
10,28
5,92
3,28
6,63
0,86
2,50
1,58
1,57
1,85
0,77
79,06
89,27
(3,01)
(0,50)
85,76
7,65
93,41
12
(miliardi di metri cubi)
Italia
Russia per l’Italia
Russia per Turchia
Algeria
Paesi Bassi
Norvegia
Ungheria
Libia
Croazia
Regno Unito
Algeria (GNL)
Altri (GNL)
Altri acquisti Europa
Extra Europa
Estero
Totale approvvigionamenti
Prelievi (immissioni) da stoccaggio
Perdite di rete e differenze di misura
Disponibilità per la vendita delle società consolidate
Disponibilità per la vendita delle società collegate
Totale disponibilità
2006
4,84
11,57
1,72
10,11
5,43
2,92
2,09
3,34
0,35
1,15
0,77
0,70
0,92
0,39
41,46
46,30
(0,64)
(0,27)
45,39
4,06
49,45
Primo semestre
2007 Var. ass.
4,47
(0,37)
9,34
(2,23)
2,46
0,74
8,81
(1,30)
3,35
(2,08)
2,90
(0,02)
1,45
(0,64)
2,98
(0,36)
0,30
(0,05)
1,57
0,42
0,85
0,08
1,14
0,44
1,91
0,99
0,37
(0,02)
37,42
(4,04)
41,89
(4,41)
0,92
1,56
(0,22)
0,05
42,59
(2,80)
4,04
(0,02)
46,63
(2,82)
Var. %
(7,6)
(19,3)
43,0
(12,9)
(38,3)
(0,7)
(30,6)
(10,8)
(14,3)
36,5
9,9
62,9
107,6
(5,1)
(9,7)
(9,5)
..
(18,5)
(6,2)
(0,5)
(5,7)
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A N DA M E N TO O P E R AT I VO
Nel primo semestre 2007 i volumi di gas naturale
approvvigionati dalle società consolidate sono stati di
41,89 miliardi di metri cubi con una riduzione di 4,41
miliardi di metri cubi rispetto al primo semestre 2006,
pari al 9,5%, in linea con il calo delle vendite. I volumi di
gas approvvigionati all’estero (37,42 miliardi di metri
cubi) hanno rappresentato l’89% del totale approvvigionato dalle società consolidate (89% nel primo semestre
2006).
Gli approvvigionamenti dall’estero (37,42 miliardi di
metri cubi) sono diminuiti di 4,04 miliardi di metri cubi
rispetto al primo semestre 2006, pari al 9,7%, per effetto
dei minori ritiri di gas: (i) dalla Russia (-2,23 miliardi di
metri cubi), anche per effetto dell’implementazione
degli accordi con Gazprom che prevedono l’ingresso di
Gazprom nel mercato delle forniture agli importatori
italiani e la corrispondente riduzione dei prelievi Eni a
valere sul IV contratto di approvvigionamento; (ii) dai
Paesi Bassi (-2,08 miliardi di metri cubi); (iii) dall’Algeria
via pipeline (-1,30 miliardi di metri cubi). In aumento gli
approvvigionamenti di gas russo venduto in Turchia
(+0,74 miliardi di metri cubi) in linea con la crescita sul
mercato turco.
Gli approvvigionamenti in Italia (4,47 miliardi di metri
cubi) sono diminuiti di 0,37 miliardi di metri cubi rispetto al primo semestre 2006, pari al 7,6%, per effetto della
flessione della produzione del settore Exploration &
Production a causa del declino produttivo dei giacimenti maturi.
TAKE-OR-PAY
Per coprire la domanda di gas naturale nel medio e
lungo termine, in particolare del mercato italiano, Eni ha
stipulato con i Paesi produttori contratti di acquisto pluriennali. In particolare, a seguito dell’accordo strategico
con Gazprom firmato nel 2006 ed entrato in vigore il
1° febbraio 2007 in virtù del quale è stata prolungata
fino al 2035 la durata dei contratti di approvvigionamento
con Gazprom, la vita residua media del portafoglio di contratti Eni è di circa 23 anni. Nel 2010 i contratti di fornitura
di lungo termine, che prevedono clausole take-or-pay, consentiranno a Eni di approvvigionare circa 62,4 miliardi di
metri cubi/anno di gas naturale (Russia 23,5, Algeria 21,5,
Paesi Bassi 9,8, Norvegia 6 e Nigeria - GNL 1,6). Per la descrizione dei fattori di rischio nella gestione dei contratti takeor-pay si rinvia al capitolo “Fattori di Rischio”.
Vendite di gas naturale
Vendite di gas per mercato
Esercizio
2006
50,96
11,54
2,00
13,33
16,67
7,42
6,13
34,81
14,10
20,71
5,24
4,72
3,10
2,62
3,68
1,07
0,28
1,51
4,07
97,48
(miliardi di metri cubi)
Italia a terzi
Grossisti (aziende di vendita)
Gas release
Industriali
Termoelettrici
Residenziali
Autoconsumi
Resto d’Europa
Importatori in Italia
Mercati target
Penisola Iberica
Germania - Austria
Ungheria
Nord Europa
Turchia
Francia
altro
Extra Europa
Upstream in Europa
Totale vendite gas mondo
2006
27,47
6,73
1,13
7,09
7,90
4,62
3,08
18,19
7,51
10,68
2,47
2,51
1,97
1,27
1,73
0,57
0,16
0,71
2,20
51,65
Primo semestre
2007 Var. ass.
25,63
(1,84)
6,89
0,16
0,95
(0,18)
6,33
(0,76)
7,81
(0,09)
3,65
(0,97)
2,87
(0,21)
17,19
(1,00)
5,71
(1,80)
11,48
0,80
2,92
0,45
2,28
(0,23)
1,37
(0,60)
1,57
0,30
2,46
0,73
0,77
0,20
0,11
(0,05)
0,94
0,23
1,94
(0,26)
48,57
(3,08)
Var. %
(6,7)
2,4
(15,9)
(10,7)
(1,1)
(21,0)
(6,8)
(5,5)
(24,0)
7,5
18,2
(9,2)
(30,5)
23,6
42,2
35,1
(31,3)
32,4
(11,8)
(6,0)
13
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A N DA M E N TO O P E R AT I VO
Nel primo semestre 2007, le vendite di gas naturale
(48,57 miliardi di metri cubi inclusi gli autoconsumi, le vendite delle società collegate e le vendite Upstream in Europa)
sono diminuite di 3,08 miliardi di metri cubi rispetto al
primo semestre 2006, pari al 6%, per effetto della flessione
della domanda europea di gas dovuta alle condizioni climatiche eccezionalmente miti registrate in particolare nel
primo trimestre.
In un contesto di mercato sempre più competitivo, le vendite in Italia (25,63 miliardi di metri cubi) sono diminuite di
1,84 miliardi di metri cubi, pari al 6,7%, per effetto in particolare della flessione delle forniture ai clienti residenziali
(-0,97 miliardi di metri cubi), al settore industriale
(-0,76 miliardi di metri cubi) e ai termoelettrici (-0,09 miliardi di metri cubi) solo in parte compensata dall’incremento
delle vendite ai settori grossisti (+0,16 miliardi di metri cubi).
Le vendite in base al programma di Gas release1 (0,95 miliardi di metri cubi) sono diminuite di 0,18 miliardi di metri cubi.
Gli autoconsumi2 (2,87 miliardi di metri cubi) sono diminuiti di 0,21 miliardi di metri cubi rispetto al primo semestre 2006, pari al 6,8% per effetto essenzialmente delle
minori forniture a EniPower.
Le vendite agli importatori in Italia sono diminuite di 1,8
miliardi di metri cubi, per effetto dei minori prelievi da parte
di alcuni operati in relazione all’effetto climatico, alle fermate di impianti termoelettrici e alla cessazione del contratto con Promgas.
Le vendite nei principali mercati target del resto d’Europa
(11,48 miliardi di metri cubi) sono aumentate di 0,8 miliardi di metri cubi, pari al 7,5%, essenzialmente per effetto della
crescita registrata in: (i) Turchia (+0,73 miliardi di metri
cubi); (ii) Penisola Iberica (+0,45 miliardi di metri cubi); (iii)
Francia (+0,2 miliardi di metri cubi). In particolare le vendite di gas naturale delle società collegate nel resto d’Europa
(in quota Eni e al netto delle forniture Eni) sono state di 3,43
miliardi di metri cubi con una flessione di 0,28 miliardi di
metri cubi, riferita principalmente a GVS, e hanno riguardato in particolare la GVS (Eni 50%) con 1,39 miliardi di metri
cubi e la Unión Fenosa Gas (Eni 50%) con 0,85 miliardi di
metri cubi.
Le vendite extra Europa (0,94 miliardi di metri cubi) sono
aumentate di 0,23 miliardi di metri cubi e hanno riguardato in particolare la Unión Fenosa Gas (Eni 50%) con 0,43
miliardi di metri cubi.
Vendite di gas per entità
Esercizio
2006
85,76
57,07
27,93
0,76
7,65
0,02
6,88
0,75
4,07
97,48
(miliardi di metri cubi)
2006
45,39
30,54
14,48
0,37
4,06
0,01
3,71
0,34
2,20
51,65
Vendite delle società consolidate
Italia (inclusi autoconsumi)
Resto d’Europa
Extra Europa
Vendite delle società collegate (quota Eni)
Italia
Resto d’Europa
Extra Europa
Upstream in Europa
Totale vendite mondo
Trasporto di gas naturale
Nel primo semestre 2007 i volumi di gas trasportati in
Italia (41,89 miliardi di metri cubi) sono diminuiti di 4,63
miliardi di metri cubi rispetto al primo semestre del
Primo semestre
2007 Var. ass.
42,59
(2,80)
28,47
(2,07)
13,76
(0,72)
0,36
(0,01)
4,04
(0,02)
0,03
0,02
3,43
(0,28)
0,58
0,24
1,94
(0,26)
48,57
(3,08)
Var. %
(6,2)
(6,8)
(5,0)
(2,7)
(0,5)
..
(7,5)
70,6
(11,8)
(6,0)
2006, pari al 10%, per effetto del calo della domanda
nazionale. I volumi trasportati per conto Eni sono diminuiti di 3,32 miliardi di metri cubi, quelli per conto terzi
di 1,31 miliardi di metri cubi.
Volumi di gas naturale trasportati (a)
Esercizio
2006
57,09
30,90
9,67
8,80
12,43
87,99
(miliardi di metri cubi)
Per conto Eni
Per conto terzi
Enel
Edison Gas
Altri
2006
30,03
16,49
5,06
4,69
6,74
46,52
Primo semestre
2007 Var. ass.
26,71
(3,32)
15,18
(1,31)
5,02
(0,04)
3,65
(1,04)
6,51
(0,23)
41,89
(4,63)
Var. %
(11,1)
(7,9)
(0,8)
(22,2)
(3,4)
(10,0)
(a) Comprendono le quantità immesse negli stoccaggi nazionali.
(1) Nel giugno 2004 è stata concordata con l’Autorità garante della concorrenza e del mercato la cessione da parte di Eni, al punto di entrata di Tarvisio della rete nazionale
di gasdotti, di un volume complessivo di 9,2 miliardi di metri cubi di gas naturale (2,3 miliardi di metri cubi l’anno) nei quattro anni termici del periodo 1° ottobre 2004-30
settembre 2008.
(2) Ai sensi dell’art. 19 comma 4 del D.Lgs. 164/2000, le quantità di gas autoconsumato direttamente dall’impresa o da società controllate sono escluse dal calcolo dei tetti
sulle vendite ai clienti finali e sulle immissioni nella rete nazionale di gasdotti ai fini della vendita in Italia.
14
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A N DA M E N TO O P E R AT I VO
INIZIATIVE DI SVILUPPO
Alleanza con Gazprom: progetto South Stream
Nell’ambito dell’alleanza strategica con Gazprom, Eni ha
firmato un memorandum di intesa per la realizzazione del
sistema di gasdotti South Stream che collegheranno la
Russia all’Unione Europea attraverso il Mar Nero.
L’accordo prevede lo studio della fattibilità tecnica ed
economica del progetto, le opportune verifiche politiche
e regolatorie e definisce le modalità di collaborazione tra
i due partner per la progettazione, il finanziamento, la
costruzione e la gestione tecnica e commerciale dei
gasdotti. La capacità di trasporto dell’infrastruttura sarà
determinata in base alle analisi di mercato sui fabbisogni
dei Paesi di transito e dei Paesi d’arrivo. Uno studio condotto da Saipem indica che i costi di realizzazione di tale
progetto sono confrontabili con quelli di realizzazione di
un’intera filiera GNL di analoga capacità.
ll South Stream sarà costituito da due tratti: (i) la sezione
offshore prevede l’attraversamento del Mar Nero dalla
costa russa di Beregovaya (stesso punto di partenza del
Blue Stream) a quella bulgara di Varna, con un percorso
complessivo di circa 900 chilometri e profondità massime
di oltre 2.000 metri; (ii) la sezione onshore prevede l’attraversamento della Bulgaria con due possibili opzioni: una
tratta verso Nord Ovest che realizzerebbe l’attraversamento di Romania e Ungheria per connettersi ai gasdotti
provenienti dalla Russia; una tratta verso Sud Ovest che
realizzerebbe l’attraversamento di Grecia e Albania per
connettersi alla rete nazionale italiana. Eni e Gazprom realizzeranno il progetto utilizzando le più moderne tecnologie nel rispetto dei più avanzati criteri ambientali.
L’implementazione dell’accordo consentirà a Eni di valorizzare ulteriormente le recenti acquisizioni degli asset gas
ex-Yukos e rappresenterà un passo decisivo nella sicurezza dell’approvvigionamento energetico dell’Europa.
Azioni commerciali in Francia: accordo per l’acquisto di
una quota di partecipazione in Altergaz
Il 28 giugno 2007 Eni ha firmato l’accordo per l’acquisizione di una quota di partecipazione significativa nella
società Altergaz, principale operatore indipendente del
mercato francese del gas naturale attivo nella fornitura ai
settori della piccola industria e del residenziale. L’accordo
riguarda il 27,8% del capitale sociale di Altergaz e prevede
l’acquisto diretto del 2,5% e la sottoscrizione di un aumento di capitale riservato con un esborso complessivo di
20,3 milioni di euro.
Eni eserciterà il controllo congiunto della società per effetto di un patto parasociale con i soci fondatori e, a partire
dal 2010, potrà rilevare le quote in possesso di tali soci
ottenendo il controllo esclusivo in forza di un’opzione di
acquisto. Attualmente Altergaz fornisce circa 3.500 clien-
ti della piccola industria con un un fatturato di circa 60
milioni di euro, avendo l’accesso alle infrastrutture di trasporto, distribuzione e stoccaggio francesi e le autorizzazioni a esercitare attività di vendita ai settori della piccola
industria, Pubblica Amministrazione e retail (residenziale
e commerciale). Facendo leva sull’apertura del mercato
del gas francese con avvio 1° luglio 2007, Eni supporterà
lo sviluppo di Altergaz nel mercato retail attraverso un
contratto di fornitura decennale di 1,3 miliardi di metri
cubi/anno. Con 11,5 milioni di clienti e consumi pari a
circa il 60% dei consumi nazionali di gas, il mercato retail
francese presenta significative opportunità di sviluppo.
L’operazione si inquadra nella strategia di crescita internazionale nella commercializzazione di gas e rafforza ulteriormente la leadership europea di Eni nel mercato del gas.
Potenziamenti delle infrastrutture di importazione
TAG – Russia
La capacità di trasporto del gasdotto pari attualmente a
37 miliardi di metri cubi/anno sarà aumentata di 6,5
miliardi di metri cubi/anno, con investimenti previsti di
253 milioni di euro (quota Eni 94%). Nel febbraio 2006 è
stata perfezionata l’assegnazione a terzi di una prima tranche di potenziamento da 3,2 miliardi di metri cubi con
avvio 1° ottobre 2008.
TTPC – Algeria
La capacità di trasporto del gasdotto sarà aumentata di
6,5 miliardi di metri cubi/anno, di cui 3,2 miliardi dal
1° aprile 2008 e 3,3 miliardi dal 1° ottobre 2008, con investimenti previsti di 450 milioni di euro, incrementati
rispetto alle previsioni del 2005 a seguito di escalation di
costi e revisioni in sede di ingegneria. A regime il gasdotto
avrà la capacità di 33,5 miliardi di metri cubi/anno. Il
potenziamento del TTPC renderà disponibile la capacità
di trasporto del TMPC, il gasdotto a valle del TTPC che realizza l’attraversamento sottomarino del Canale di Sicilia.
La prima tranche di potenziamento del TTPC è stata assegnata a terzi nel novembre 2005. La procedura per l’assegnazione della seconda tranche si è conclusa a febbraio
2007 (3,3 miliardi di metri cubi).
GreenStream – Libia
Eni intende realizzare il potenziamento del gasdotto di
importazione dalla Libia per consentire a regime, nel
2011, l’ingresso nella rete nazionale di ulteriori 3 miliardi
di metri cubi/anno con investimenti previsti di circa 84
milioni di euro. La realizzazione dei potenziamenti in
corso sui gasdotti di importazione (TTPC e TAG) unitamente alla capacità di importazione attuale dalla Libia
attraverso il gasdotto sottomarino GreenStream (8 miliardi di metri cubi/anno) consentiranno a regime di rendere
disponibili complessivamente circa 21 miliardi di metri
15
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A N DA M E N TO O P E R AT I VO
cubi/anno di nuova capacità di importazione interamente
destinata a operatori terzi attraverso procedure di vendita non discriminatorie in gran parte già concluse (17,7
miliardi di metri cubi allocati al mercato).
Terminali di rigassificazione
Eni ha in programma l’incremento della capacità dell’esistente terminale di Panigaglia per ulteriori 4,5 miliardi di
metri cubi/anno con entrata a regime nel 2014. Inoltre è
in corso uno studio di prefattibilità per la realizzazione di
un nuovo terminale di rigassificazione nell’offshore adriatico della capacità di 8 miliardi di metri cubi/anno. Nel
primo semestre 2007 sono stati effettuati studi preliminari
finalizzati ad individuare le possibili soluzioni tecniche.
USA
Eni sta attuando la strategia di sviluppo in chiave globale
del business GNL puntando in particolare a espandersi nel
mercato strategico degli Stati Uniti dove Eni è presente
attraverso la partecipazione del 40% nel terminale di rigassificazione in costruzione sulla costa della Louisiana (della
capacità iniziale di 15,5 miliardi di metri cubi/anno in uscita, 6 in quota Eni). Nell’ambito delle iniziative volte ad assicurare le forniture all’impianto:
i) nel febbraio 2007 Eni ha firmato un accordo ventennale
con Nigeria LNG Limited per l’acquisto di 1,375 milioni di
tonnellate/anno di GNL (pari a circa 2 miliardi di metri
cubi), derivanti dall’ampliamento della capacità di liquefazione (Train 7) del terminale di Bonny in Nigeria, previsto
per il 2012;
ii) sono in corso trattative con Brass LNG Ltd per l’acquisto
di 1,42 milioni di tonnellate/anno di GNL (pari a circa 2
miliardi di metri cubi/anno).
Nell’ambito del progetto Angola LNG con Sonangol
(v. Iniziative di sviluppo del settore Exploration &
Production) è stato firmato un Memorandum of
Understanding per acquisire una quota pari a 5 miliardi di metri cubi/anno della capacità del terminale di
rigassificazione che sarà costruito presso Pascagoula
in Mississippi. Gli accordi con Sonangol prevedono,
tra l’altro, il diritto di Eni di ottenere una quota di gas
equity pari a 0,94 miliardi di metri cubi/anno liquefatto,
trasportato e rigassificato presso Pascagoula.
16
Regolamentazione
Delibera n. 79/2007 dell’Autorità per l’energia elettrica
e il gas “Rideterminazione delle condizioni economiche di fornitura per il periodo compreso tra il 1° gennaio 2005 e il 31 marzo 2007 e criteri per l’aggiornamento delle condizioni economiche di fornitura del
gas naturale”.
A seguito dell’annullamento per vizi formali della delibera
n. 248/2004 da parte del Consiglio di Stato, l’Autorità per
l’energia elettrica e il gas a conclusione del procedimento
di consultazione con gli operatori ha emanato il 29 marzo
2007 la delibera n. 79/2007 che ordina in un unico provvedimento le modifiche apportate in materia di criteri di
aggiornamento delle condizioni economiche di fornitura
del gas naturale. In particolare con tale delibera, l’Autorità:
(i) conferma il meccanismo di indicizzazione del costo
della materia prima formulato dalla delibera n. 248/2004
e le modifiche introdotte a tale meccanismo dalla delibera n. 134/06 a partire dal 1° luglio 2006; (ii) in deroga a
tale disposizione, ridetermina l’aggiornamento del costo
della materia prima per il 2005 ottenendo valori incrementali uguali a quelli risultanti dall’applicazione dei criteri di indicizzazione previsti dalla deliberazione
n. 195/02; sono di fatto annullati gli effetti economici
della delibera n. 248/2004 per il 2005; (iii) stabilisce che
gli esercenti l’attività di vendita, limitatamente a tutti i
contratti di compravendita all’ingrosso di gas naturale stipulati successivamente al 1° gennaio 2005 e in essere nel
periodo 1° gennaio 2006 – 30 giugno 2006, offrano ai propri clienti, entro il 4 giugno 2007, nuove condizioni economiche formulate in coerenza con i valori derivanti dal
nuovo meccanismo di indicizzazione e comunichino
all’Autorità, entro il 29 giugno 2007, congiuntamente al
proprio fornitore all’ingrosso, l’avvenuto adempimento
degli obblighi di rinegoziazione. Agli esercenti l’attività di
vendita che abbiano adempiuto a tale obbligo, l’Autorità
riconosce il 50% della differenza dell’importo tra l’aggiornamento del costo della materia prima in base al nuovo
meccanismo di indicizzazione e quello più favorevole ex
delibera n. 195/2002 applicato ai volumi consumati dai
clienti con consumi inferiori ai 200 mila metri cubi. Tale
delibera ha determinato l’esuberanza totale o parziale
delle passività stanziate nel 2005 e 2006 che conseguentemente sono state utilizzate a beneficio del conto economico nel primo trimestre 2007.
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A N DA M E N TO O P E R AT I VO
GENERAZIONE ELETTRICA
Esercizio
2006
24,82
6,21
31,03
10.287
Produzione venduta di energia elettrica
Trading di energia elettrica
Vendite di energia elettrica
Vapore
Le vendite di energia elettrica (16,24 terawattora) sono
aumentate di 0,85 terawattora, pari al 5,5%.
(terawattora)
(migliaia di tonnellate)
2006
12,42
2,97
15,39
5.245
Primo semestre
2007 Var. ass.
12,15
(0,27)
4,09
1,12
16,24
0,85
5.365
120
Var. %
(2,2)
37,7
5,5
2,3
Le vendite di vapore sono state di 5.365 migliaia di tonnellate con un incremento di 120 mila tonnellate, pari al
2,3%. Tutto il vapore è stato venduto a clienti finali.
Le vendite di energia elettrica sono ripartite come
segue: 50% a clienti finali, 28% Borsa dell’elettricità, 3%
GSE e 19% grossisti.
INVESTIMENTI TECNICI
Esercizio
2006
1.014
160
1.174
63
63
(milioni di euro)
Italia
Estero
2006
348
62
410
Primo semestre
2007 Var. ass.
417
69
109
47
526
116
Var. %
19,8
75,8
28,3
Mercato
Estero
13
13
16
16
3
3
23,1
23,1
158
Distribuzione
67
56
(11)
(16,4)
724
627
97
Trasporto
Italia
Estero
252
203
49
366
273
93
114
70
44
45,2
34,5
89,8
Generazione elettrica
78
410
88
526
10
116
12,8
28,3
229
1.174
Gli investimenti tecnici del settore Gas & Power
(526 milioni di euro) hanno riguardato essenzialmente:
(i) lo sviluppo e il mantenimento della rete di trasporto
del gas naturale in Italia (273 milioni di euro); (ii) il potenziamento dei gasdotti di importazione (93 milioni di
euro); (iii) il proseguimento del programma di costruzione delle centrali a ciclo combinato per la generazione di
energia elettrica (88 milioni di euro), in particolare pres-
so il sito di Ferrara; (iv) l’estensione e il mantenimento
della rete di distribuzione del gas naturale in Italia
(56 milioni di euro).
Nel primo semestre 2007 gli investimenti tecnici sono
aumentati di 116 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo del 2006 (+28,3%), essenzialmente nello sviluppo delle reti di trasporto e di importazione.
17
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A N DA M E N TO O P E R AT I VO
Refining & Marketing
Principali indicatori di performance
Esercizio
2006
38.210
319
790
629
645
5.766
10,7
38,04
27,17
534
100
12,48
6.294
2.470
9.437
(milioni di euro)
Ricavi della gestione caratteristica (a)
Utile operativo
Utile operativo adjusted
Utile netto adjusted
Investimenti tecnici
Capitale investito netto adjusted
ROACE adjusted
Lavorazioni in conto proprio
Lavorazioni complessive sulle raffinerie di proprietà
Capacità bilanciata delle raffinerie interamente possedute
Grado di utilizzo della capacità bilanciata
Vendite di prodotti petroliferi rete Europa
Stazioni di servizio rete Europa
Erogato medio per stazioni di servizio (Italia + estero)
Dipendenti a fine periodo
(%)
(milioni di tonnellate)
(migliaia di barili/giorno)
(%)
(milioni di tonnellate)
(numero)
(migliaia di litri)
(numero)
Primo semestre
2006
2007
19.446 16.880
455
420
279
305
257
250
232
319
4.512
17,3
18,01
12,63
534
100
6,08
6.282
1.183
9.009
5.909
10,8
18,32
13,76
544
100
6,06
6.279
1.198
9.372
(a) Prima dell'eliminazione dei ricavi infrasettoriali.
Approvvigionamento
e commercializzazione
Nel primo semestre 2007 sono state acquistate 30,84
milioni di tonnellate di petrolio (33,08 milioni nel
primo semestre 2006), di cui 17,30 milioni dal settore Exploration & Production3, 7,85 milioni dai Paesi
produttori con contratti a termine e 5,69 milioni sul
mercato spot. La ripartizione degli acquisti per area
geografica è la seguente: 26% dall’Africa Occidentale,
21% dall’Africa Settentrionale, 20% dai Paesi della CSI,
13% dal Medio Oriente, 11% dal Mare del Nord, 7%
dall’Italia e 2% da altre aree. Sono state commercializzate 14,07 milioni di tonnellate di petrolio, in riduzione rispetto al primo semestre 2006 del 14,7%. Sono
state acquistate 1,72 milioni di tonnellate di semilavorati (1,49 milioni nel primo semestre 2006) per
l’impiego come materia prima negli impianti di conversione e 7,36 milioni di tonnellate di prodotti (8,19
milioni nel primo semestre 2006) destinati alla vendita sui mercati esteri (5,78 milioni di tonnellate) e sul
mercato italiano (1,58 milioni di tonnellate) a completamento delle disponibilità da produzione.
(3) Il settore Refining & Marketing acquista i due terzi circa dell’intera produzione venduta di greggi e condensati del settore Exploration & Production e vende sul mercato
i greggi e i condensati che per caratteristiche e area geografica di produzione non sono ottimali alla lavorazione nelle proprie raffinerie.
18
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A N DA M E N TO O P E R AT I VO
Disponibilità di prodotti petroliferi
Esercizio
2006
4,69
(0,32)
4,37
11,51
4,82
20,70
Italia
Lavorazioni sulle raffinerie di proprietà
Lavorazioni in conto terzi
Lavorazioni sulle raffinerie di terzi
Lavorazioni in conto proprio
Consumi e perdite
Prodotti disponibili da lavorazioni
Acquisti prodotti finiti e variazioni scorte
Prodotti finiti trasferiti al ciclo estero
Consumi per produzione di energia elettrica
Prodotti venduti
Estero
Lavorazioni in conto proprio
Consumi e perdite
Prodotti disponibili da lavorazioni
Acquisti prodotti finiti e variazioni scorte
Prodotti finiti trasferiti dal ciclo Italia
Prodotti venduti
38,04
51,13
Lavorazioni in conto proprio in Italia a all’estero
Vendite di Prodotti petroliferi in Italia e all’estero
27,17
(1,53)
7,71
33,35
(1,45)
31,90
4,45
(4,82)
(1,10)
30,43
2006
Primo semestre
2007 Var. ass.
Var. %
12,63
(0,66)
3,77
15,74
(0,71)
15,03
2,60
(2,01)
(0,48)
15,14
13,76
(0,88)
3,22
16,10
(0,81)
15,29
1,79
(2,51)
(0,53)
14,04
1,13
(0,22)
(0,55)
0,36
(0,10)
0,26
(0,81)
(0,50)
(0,05)
(1,10)
8,9
33,3
(14,6)
2,3
14,1
1,7
(31,2)
24,9
10,4
(7,3)
2,27
(0,15)
2,12
5,60
2,01
9,73
2,22
(0,19)
2,03
5,78
2,51
10,32
(0,05)
(0,04)
(0,09)
0,18
0,50
0,59
(2,2)
26,7
(4,2)
3,2
24,9
6,1
18,01
24,87
18,32
24,36
0,31
(0,51)
1,7
(2,1)
(milioni di tonnellate)
Raffinazione
Nel primo semestre 2007 le lavorazioni di petrolio e di
semilavorati in conto proprio in Italia e all’estero (18,32
milioni di tonnellate) sono aumentate di 310 mila tonnellate rispetto al primo semestre 2006, pari all’1,7%,
nonostante l’impatto della cessazione del contratto di
lavorazione sulla raffineria di terzi di Priolo (-660 mila tonnellate). Le lavorazioni in conto proprio in Italia a struttura costante sono aumentate del 7,3% a 16,18 milioni di
tonnellate per le maggiori lavorazioni sulle raffinerie di
Livorno e Sannazzaro dovute alle minori fermate.
Le lavorazioni complessive sulle raffinerie di proprietà
sono state di 13,76 milioni di tonnellate, in aumento di
1,13 milioni di tonnellate rispetto al primo semestre
2006 (+8,9%); la capacità bilanciata è stata pienamente
utilizzata. Il 32,8% del petrolio lavorato è di produzione
Eni, in flessione di 4,6 punti percentuali rispetto al primo
semestre 2006 (37,4%) per effetto della cessazione del
contratto di lavorazione su Priolo presso la quale venivano lavorati prevalentemente greggi di produzione Eni.
Acquisizione di una quota aggiuntiva nella Ceska Rafinerska
Il 24 maggio 2007 Eni ha firmato l’accordo per l’acquisizione della quota di partecipazione del 16,11% posseduta da ConocoPhillips nella Ceska Rafinerska. La finalizzazione della transazione, prevista nel terzo trimestre
2007, consentirà a Eni di incrementare la partecipazione
nella raffineria al 32,4%, corrispondente alla capacità di
raffinazione di circa 2,6 milioni di tonnellate/anno.
L’operazione è volta a rafforzare il posizionamento competitivo della raffinazione e a supportare l’espansione
dell’attività di distribuzione di prodotti petroliferi Eni in
Europa Centro-Orientale.
Distribuzione di prodotti petroliferi
Nel primo semestre 2007 le vendite di prodotti petroliferi (24,36 milioni di tonnellate) sono diminuite di 510
mila tonnellate rispetto al primo semestre 2006, pari al
2,1%, per effetto essenzialmente della flessione registrata sui mercati extrarete in Italia. Le Altre vendite sono
aumentate di 0,02 milioni di tonnellate per effetto dei
maggiori volumi venduti a società petrolifere e a trader
in Italia, solo parzialmente compensati dalle minori vendite alla petrolchimica in relazione alla cessazione del
contratto di lavorazione su Priolo.
19
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A N DA M E N TO O P E R AT I VO
Vendite di prodotti petroliferi in Italia e all'estero
Esercizio
2006
8,66
3,82
12,48
11,74
4,19
0,41
22,31
51,13
30,43
8,01
12,69
Rete Italia
Rete resto d’Europa
Subtotale rete
Extrarete Italia
Extrarete resto d’Europa
Extrarete altro estero
Altre vendite (a)
Vendite
2006
4,26
1,82
6,08
5,84
2,06
0,22
10,67
24,87
Primo semestre
2007 Var. ass.
4,17
(0,09)
1,89
0,07
6,06
(0,02)
5,27
(0,57)
2,07
0,01
0,27
0,05
10,69
0,02
24,36
(0,51)
Vendite per area geografica
Italia
Resto d’Europa
Altro estero
15,14
3,88
5,85
14,04
3,96
6,36
(milioni di tonnellate)
(1,10)
0,08
0,51
Var. %
(2,1)
3,8
(0,3)
(9,8)
0,5
22,7
0,2
(2,1)
(7,3)
2,1
8,7
(a) Comprende le vendite a società petrolifere e le vendite di MTBE.
Vendite rete Italia
Le vendite sulla rete in Italia (4,17 milioni di tonnellate)
sono diminuite di 90 mila tonnellate, pari al 2,1%, per
effetto della pressione competitiva. La quota di mercato
sulla rete in Italia è in flessione di 0,4 punti percentuali passando dal 29,2% nel primo semestre 2006 al 28,8% del
primo semestre 2007; l’erogato medio (1,18 milioni di
litri nel primo semestre 2007) è diminuito di circa 20
mila litri.
Al 30 giugno 2007 la rete di distribuzione in Italia era
costituita da 4.348 stazioni di servizio (di cui il 77% di
proprietà) con un decremento di 8 unità rispetto al 31
dicembre 2006 (4.356 unità) per effetto della chiusura
di 10 impianti della rete ordinaria, della perdita di 5 concessioni autostradali e del saldo negativo di 2 unità derivante dalla risoluzione/acquisizione di contratti di convenzionamento. Questi decrementi sono stati parzialmente compensati dall’apertura di 9 nuovi impianti
della rete ordinaria.
Le vendite di BluDiesel – il gasolio a elevate prestazioni e
contenuto impatto ambientale – sono state di circa 0,34
miliardi di litri lievemente al di sotto del primo semestre
2006. Nel primo semestre 2007 le vendite di BluDiesel
hanno rappresentato il 13,8% delle vendite di gasolio rete
(14,3% nel 2006). Al 30 giugno 2007 la quasi totalità delle
stazioni di servizio a marchio Agip commercializza il
BluDiesel (92% in linea con dicembre 2006).
Le vendite di BluSuper – la benzina a elevate prestazioni e
contenuto impatto ambientale – sono state di circa 63
milioni di litri lievemente al di sotto del primo semestre
2006. Nel primo semestre 2007 le vendite di BluSuper
hanno rappresentato il 3% delle vendite di benzina rete. Al
30 giugno 2007 le stazioni di servizio a marchio Agip che
commercializzano la BluSuper sono 2.426 (2.316 al
31dicembre 2006) pari al 56% del totale.
20
In linea con le tendenze evolutive in atto nel settore e nell’ambito del processo di potenziamento della rete, Eni ha
firmato un accordo con Auchan per la vendita di carburanti a marchio congiunto presso la catena di ipermercati
Auchan in Italia. In base all’accordo saranno aperte 5 stazioni di servizio a marchio congiunto presso altrettanti
centri commerciali Auchan, in aggiunta a due impianti già
attivi.
Vendite rete resto d’Europa
Le vendite sul mercato rete nel resto d’Europa
(1,89 milioni di tonnellate) sono aumentate di 70 mila
tonnellate, pari al 3,8%, essenzialmente in Spagna e
Germania. La quota di mercato sulla rete nel resto
d’Europa è in lieve aumento passando dal 3,1% nel primo
semestre 2006 al 3,2% nel primo semestre 2007; l’erogato medio (1,23 milioni di litri nel primo semestre 2007)
è aumentato di circa 100 mila litri. Al 30 giugno 2007 la
rete di distribuzione nel resto d’Europa era costituita da
1.931 stazioni di servizio con una riduzione di 7 unità
rispetto al 31 dicembre 2006 (1.938 unità) connessa a
diminuzioni in Portogallo e Austria, a fronte di aumenti
in Spagna e Ungheria. In particolare sono state effettuate 14 chiusure di impianti e 7 abbandoni netti di contratti di convenzionamento, a fronte di 13 aperture di
nuovi impianti e acquisizioni.
Acquisizione della rete commerciale nella Repubblica Ceca,
in Slovacchia e in Ungheria
Il 27 aprile 2007 Eni ha definito l’accordo per acquisire
da ExxonMobil una rete di stazioni di servizio localizzata
nei Paesi di Repubblica Ceca, Slovacchia e Ungheria e le
attività commerciali negli aeroporti di Praga e Bratislava
e lubrificanti. La rete è composta da 102 impianti con un
erogato medio di 4,5 milioni di litri/anno, oltre a 15
potenziali unità la cui realizzazione è in fase di valutazio-
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A N DA M E N TO O P E R AT I VO
ne. L’accordo, approvato dalle competenti autorità antitrust a luglio 2007, si inquadra nella strategia di sviluppo
selettivo del settore Refining & Marketing in mercati con
interessanti opportunità di crescita dove Eni può far leva
sull’integrazione delle attività di distribuzione con le
operazioni di raffinazione e logistica e la notorietà del
marchio.
Vendite sul mercato extrarete e altre vendite
Le vendite extrarete in Italia (5,27 milioni di tonnellate)
sono diminuite di 570 mila tonnellate, pari al 9,8%; la
riduzione è dovuta alla minore domanda di olio combustibile per usi elettrici e alle condizioni climatiche eccezionalmente miti che hanno penalizzato le vendite di
prodotti a uso riscaldamento (gasolio e GPL).
Le vendite extrarete nel resto d’Europa (2,07 milioni di
tonnellate) sono aumentate di 10 mila tonnellate, pari a
circa l’1%, essenzialmente in Repubblica Ceca.
INVESTIMENTI TECNICI
Esercizio
2006
547
98
645
(milioni di euro)
Italia
Estero
376
376
Raffinazione, supply e logistica
Italia
223
125
98
Marketing
Italia
Estero
46
645
Altre Attività
Gli investimenti tecnici del settore Refining & Marketing
(319 milioni di euro) hanno riguardato: (i) l’attività di
raffinazione, supply e logistica in Italia (214 milioni di
euro), essenzialmente per il miglioramento della flessibilità del sistema e delle rese degli impianti, tra cui la
realizzazione di una nuova unità di hydrocracking presso la raffineria di Sannazzaro; (ii) il potenziamento
2006
197
35
232
Primo semestre
2007 Var. ass.
283
86
36
1
319
87
Var. %
43,7
2,9
37,5
162
162
214
214
52
52
32,1
32,1
67
32
35
85
49
36
18
17
1
26,9
53,1
2,9
3
232
20
319
17
87
..
37,5
della rete di distribuzione di prodotti petroliferi in
Italia (49 milioni di euro); (iii) il potenziamento della
rete di distribuzione di prodotti petroliferi e l’acquisto
di stazioni di servizio nel resto d’Europa (36 milioni di
euro). L’aumento del 37,5% rispetto al primo semestre
2006 riguarda essenzialmente l’avvio del programma
di potenziamento delle raffinerie.
21
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A N DA M E N TO O P E R AT I VO
Petrolchimica
Principali indicatori di performance
Esercizio
Primo semestre
2006
6.823
(milioni di euro)
Ricavi della gestione caratteristica (a)
2006
2007
3.340
3.476
172
Utile operativo
69
211
219
Utile operativo adjusted
28
189
174
Utile netto adjusted
29
130
99
Investimenti tecnici
34
56
2.030
2.214
(%)
2,8
12,8
1.873
8,9
Capitale investito netto adjusted
ROACE adjusted
7.072
Produzioni
(migliaia di tonnellate)
3.554
4.411
5.276
Vendite di prodotti petrolchimici
(migliaia di tonnellate)
2.680
2.812
(%)
77,4
81,5
(numero)
6.343
6.845
76,4
6.025
Tasso di utilizzo medio degli impianti
Dipendenti a fine periodo
(a) Prima dell'eliminazione dei ricavi infrasettoriali.
VENDITE – PRODUZIONI – PREZZI
Nel primo semestre 2007 le vendite di prodotti
petrolchimici (2.812 migliaia di tonnellate) sono
aumentate di 132 mila tonnellate rispetto al primo
semestre 2006 (+4,9%), essenzialmente nel business
olefine per effetto della maggiore disponibilità di prodotto a seguito dell’acquisto da Syndial dell’impianto
di Porto Torres e della circostanza che il primo semestre 2006 risentiva dell’impatto della fermata del
cracker di Priolo in relazione all’incidente occorso
all’adiacente raffineria della ERG a fine aprile. In
aumento le vendite dei business stirenici (+6,8%) ed
elastomeri (+3,6%), queste ultime includono nel
primo semestre 2007 anche le vendite delle gomme
nitriliche di Porto Torres.
Le produzioni (4.411 migliaia di tonnellate) sono
aumentate di 857 mila tonnellate rispetto al primo
semestre 2006, pari al 24,1% per effetto del consolidamento delle operazioni di Porto Torres (+611 mila
tonnellate) e della circostanza che il 2006 risentiva
della fermata del cracker di Priolo.
22
La capacità produttiva nominale è aumentata del 18%
rispetto al primo semestre 2006 per i motivi indicati.
Il tasso di utilizzo medio degli impianti calcolato sulla
capacità nominale è aumentato di 4,1 punti percentuali, passando dal 77,4% all’81,5% per effetto essenzialmente del maggiore tasso di utilizzo degli impianti nei business aromatici, olefine e polietileni.
Il 46% della produzione è stata destinata al ciclo interno (37% nel primo semestre 2006). Le materie prime
petrolifere approvvigionate dal settore Refining &
Marketing hanno coperto il 22% del fabbisogno del
semestre (12% nel primo semestre 2006).
L’incremento riflette la circostanza che il 2006 risentiva dell’incidente occorso alla raffineria di Priolo
presso la quale il settore Refining & Marketing aveva
un contratto di lavorazione finalizzato all’approvvigionamento del cracker di Priolo.
I prezzi dei principali prodotti petrolchimici di Eni
sono aumentati in media dell’8%, con incrementi in
tutte le aree di business: (i) stirenici (+16,8%), in particolare il polistirolo espandibile e il polistirolo compatto; (ii) intermedi (+12,6%), in particolare il cicloe-
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A N DA M E N TO O P E R AT I VO
sanone e il fenolo; (iii) aromatici (+9,2%), in particolare il benzolo; (iv) elastomeri (+8,5%), in particolare le
gomme SBR, polibutadieniche e termoplastiche;
(v) olefine (+5,6%), in particolare il butadiene e l’etilene; (vi) polietileni (+5,2%), riferito a quasi tutti i
prodotti.
Disponibilità di prodotti
Esercizio
2006
2006
Primo semestre
2007 Var. ass.
2.132
2.803
671
(migliaia di tonnellate)
Var. %
4.275
Petrolchimica di base
1.545
Stirenici ed elastomeri
787
837
50
6,4
1.252
Polietileni
635
771
136
21,4
7.072
(2.488)
692
Produzioni
Consumi di monomeri
Acquisti e variazione rimanenze
5.276
31,5
3.554
4.411
857
24,1
(1.313)
(2.042)
(729)
55,5
439
443
4
0,9
2.680
2.812
132
4,9
2006
1.420
515
745
2.680
Primo semestre
2007 Var. ass.
1.510
90
544
29
758
13
2.812
132
Var. %
6,3
5,6
1,7
4,9
Vendite
Esercizio
2006
2.882
1.000
1.394
5.276
(migliaia di tonnellate)
Petrolchimica di base
Stirenici ed elastomeri
Polietileni
ANDAMENTO PER BUSINESS
Petrolchimica di base
Le vendite della petrolchimica di base (1.510 migliaia di
tonnellate) sono aumentate di 90 mila tonnellate rispetto al primo semestre 2006, pari al 6,3%, per effetto della
maggiore disponibilità di prodotto a seguito dell’acquisto da Syndial dell’impianto di Porto Torres e della circostanza che il primo semestre 2006 risentiva dell’impatto
della fermata del cracker di Priolo. Gli aumenti registrati
nelle olefine (+13%) e negli aromatici (+3,9%) sono stati
assorbiti dalla riduzione delle quantità vendute negli
intermedi (-7%), in particolare cicloesanone (-18%) e
cicloesanolo (-13%), a seguito della minore disponibilità
di prodotto conseguente alla fermata per manutenzione
dello stabilimento di Mantova.
Le produzioni (2.803 migliaia di tonnellate) sono
aumentate del 31,5%.
Stirenici ed elastomeri
Le vendite di stirenici (314 mila tonnellate) sono
aumentate del 6,8% rispetto al primo semestre 2006. In
aumento le vendite di ABS/SAN (+64%) e di polistirolo
compatto (+13%) per effetto della maggiore disponibi-
lità di prodotto in relazione alla circostanza che il 2006
risentiva degli inconvenienti tecnici verificatisi allo stabilimento di Mantova.
Le vendite di elastomeri (230 mila tonnellate) sono aumentate del 4,1% rispetto al primo semestre 2006 a seguito
del consolidamento delle vendite di gomme nitriliche
conseguente dell’acquisto da Syndial dell’impianto di
Porto Torres. Escludendo tale effetto le vendite di elastomeri si sono ridotte del 3,1%, essenzialmente per le
minori vendite di gomme SBR, termoplastiche e EPR.
Le produzioni di stirenici (563 mila tonnellate) sono
aumentate del 4,3%.
Le produzioni di elastomeri (274 mila tonnellate) sono
aumentate del 10,9% a seguito dell’acquisto da Syndial
dell’impianto di Porto Torres. Escludendo tale effetto le
produzioni di elastomeri aumentano del 4,2%. Gli
aumenti sono registrati in tutti i prodotti, con l’eccezione delle gomme EPR (-4%).
Polietileni
Le vendite di polietileni (758 mila tonnellate) sono
aumentate di 13 mila tonnellate rispetto al primo
semestre 2006, pari all’1,7%, per effetto di una buona
dinamica del mercato registrata in particolare sui prodotti LLPDE (+4,5%) ed EVA (+2,6%).
23
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A N DA M E N TO O P E R AT I VO
Le produzioni (771 mila tonnellate) sono aumentate di
136 mila tonnellate, pari al 21,4% con un incremento
generalizzato su tutti i prodotti, con l’eccezione
dell’EVA. In aumento le produzione di HDPE (+68,3%),
per effetto del consolidamento delle operazioni di
Porto Torres, LLPDE (+8,6%) e LDPE (+21,2%), a seguito
della circostanza che il 2006 risentiva della fermata del
cracker di Priolo.
24
INVESTIMENTI TECNICI
Nel primo semestre 2007 gli investimenti tecnici (56
milioni di euro; 34 milioni di euro nel primo semestre
2006) hanno riguardato in particolare interventi di
miglioramento dell’efficienza impiantistica (18 milioni di
euro), interventi di manutenzione straordinaria (15 milioni di euro), interventi di tutela ambientale e di adeguamento alle norme di legge in tema di salute e sicurezza
(15 milioni di euro).
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A N DA M E N TO O P E R AT I VO
Ingegneria & Costruzioni
Principali indicatori di performance
Esercizio
2006
6.979
505
508
400
591
3.399
12,8
11.172
13.191
30.902
Primo semestre
2006
2007
3.080
4.289
211
390
211
379
152
304
224
510
3.243
3.726
(milioni di euro)
Ricavi della gestione caratteristica (a)
Utile operativo
Utile operativo adjusted
Utile netto adjusted
Investimenti tecnici
Capitale investito netto adjusted
ROACE adjusted
Ordini acquisiti
Portafoglio ordini
Dipendenti a fine periodo
11,8
5.970
12.455
28.971
(%)
(numero)
15,8
4.948
13.308
32.903
(a) Prima dell’eliminazione dei ricavi infrasettoriali.
ATTIVITÀ DELL’ANNO
2006
5.970
1.814
3.157
923
76
Primo semestre
2007 Var. ass.
4.948
(1.022)
1.881
67
2.774
(383)
144
(779)
149
73
Var. %
(17,1)
3,7
(12,1)
(84,4)
96,1
1.343
4.627
556
4.392
(787)
(235)
(58,6)
(5,1)
(milioni di euro)
Ordini acquisiti (a)
Offshore
Onshore
Perforazioni mare
Perforazioni terra
di cui:
- Eni
- Terzi
di cui:
- Italia
763
164
(599)
(78,5)
5.207
4.784
(423)
(8,1)
2006
13.191
4.283
6.285
2.247
376
Primo semestre
2007 Var. ass.
13.308
117
4.340
57
6.400
115
2.188
(59)
380
4
Var%
0,9
1,3
1,8
(2,6)
1,1
2.602
10.589
2.699
10.609
97
20
3,7
0,2
1.280
11.911
897
12.411
(383)
500
(29,9)
4,2
- Estero
(milioni di euro)
Portafoglio ordini (a)
Offshore
Onshore
Perforazioni mare
Perforazioni terra
di cui:
- Eni
- Terzi
di cui:
- Italia
- Estero
(a) Include il progetto Bonny per ammontare pari a 1 milione di euro di acquisito e 6 milioni di euro sul portafoglio ordini.
25
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A N DA M E N TO O P E R AT I VO
Tra le principali acquisizioni del primo semestre 2007 si
segnalano:
- il contratto di tipo EPC per conto di Sonatrach per la realizzazione di tre treni di stabilizzazione e trattamento del
greggio della capacità di 100 mila barili/giorno ciascuno e
facility di trasporto e stoccaggio, nell’ambito dello sviluppo del giacimento onshore di Hassi Messaoud in Algeria;
- il contratto di tipo EPIC per conto MEDGAZ per l’installazione di un sistema di condotte sottomarine che consentiranno il trasporto del gas naturale dall’Algeria alla
Spagna;
- il contratto di tipo EPC per conto di Saudi Aramco per la
realizzazione di nove moduli di trattamento dell’acqua di
mare per l’espansione dell’impianto di Qurayyah, nell’ambito dello sviluppo del giacimento onshore
Khursaniyah in Arabia Saudita;
- il contratto di tipo EPC per conto di Saudi Aramco per la
realizzazione di stazioni di pompaggio in giacimento di
acqua proveniente dall’impianto di trattamento di
Qurayyah.
Gli ordini acquisiti (4.948 milioni di euro) hanno riguardato
per il 97% lavori da realizzare all’estero e per l’11% lavori
assegnati da imprese di Eni. Il portafoglio ordini al 30 giugno 2007 è di 13.308 milioni di euro (13.191 milioni di euro
al 31 dicembre 2006); il 93% riguarda lavori da realizzare
all’estero e il 20% riguarda lavori assegnati da imprese di Eni.
CEPAV Uno e CEPAV Due
Eni partecipa ai consorzi Cepav Uno (Eni 50,36%) e Cepav
Due (Eni 52%) che nel 1991 hanno stipulato con TAV SpA
due convenzioni per la realizzazione, rispettivamente,
delle tratte ferroviarie ad alta capacità/velocità Milano –
Bologna (in fase di realizzazione) e Milano – Verona (in
fase di progettazione).
Nell’ambito del progetto di realizzazione della tratta ferroviaria ad alta capacità/velocità Milano – Bologna, il 27 giu-
gno 2003 è stato stipulato un Addendum al contratto tra il
Consorzio Cepav Uno e il committente TAV, in cui sono state
ridefinite alcune condizioni contrattuali. Successivamente il
Consorzio ha chiesto al committente il prolungamento dei
tempi di ultimazione dei lavori e un’integrazione del corrispettivo di circa 800 milioni di euro e, in assenza di una composizione amichevole della controversia, ha avviato un procedimento arbitrale come previsto dalle clausole contrattuali. L’integrazione del corrispettivo richiesta dal Consorzio
è stata elevata a 1.500 milioni di euro contestualmente al
deposito della prima memoria nel marzo 2007. Al 30 giugno
2007, la percentuale di avanzamento del progetto è pari
all’84,5% del prezzo contrattuale (5.322 milioni di euro).
Nell’ambito del progetto della tratta ferroviaria ad alta
capacità/velocità Milano – Verona, il Consorzio Cepav Due
ha consegnato nel dicembre 2004 il progetto definitivo dell’opera sviluppato, come previsto dalla Legge 443/2001
cosiddetta “Legge Obiettivo”, sulla base del progetto preliminare approvato dal CIPE. Relativamente all’arbitrato
intentato dal Consorzio nel 2001 nei confronti di TAV per
ottenere il riconoscimento dei costi sostenuti e dei danni
subiti dal 1991 al 2000, nel gennaio 2007 il collegio arbitrale con lodo parziale si è espresso in parziale favore del
Consorzio affermando il diritto del Consorzio al recupero di
tutti i costi sostenuti per le attività di progettazione fino al
2000, oltre i danni conseguenti la ritardata convocazione
della Conferenza dei Servizi da parte di TAV. È in corso la consulenza tecnica ordinata dal collegio per stabilire la valutazione economica che sarà espressa nel lodo finale. In seguito
al Decreto Legge n. 7 del 31 gennaio 2007, convertito nella
Legge n. 40/07 del 2 aprile 2007, che dispone la revoca delle
concessioni a TAV, il Consorzio nel mese di aprile 2007 ha
fatto ricorso al TAR del Lazio. Con provvedimento pubblicato il 12 luglio 2007, il TAR del Lazio ha disposto la sospensione delle revoche previste dalle Legge n. 40/07, rimettendo
alla Corte di Giustizia Europea l’esame del contrasto tra
detta legge e le previsioni del Trattato Comunitario.
INVESTIMENTI TECNICI
Esercizio
2006
390
53
101
36
11
591
(milioni di euro)
Offshore
Onshore
Perforazioni mare
Perforazioni terra
Altri investimenti
Investimenti tecnici
Gli investimenti del settore Ingegneria & Costruzioni
(510 milioni di euro) hanno riguardato: (i) l’avvio della
realizzazione delle nuova piattaforma semisommergibile Scarabeo 8, del nuovo pipelayer e della nuova nave di
26
2006
183
10
19
9
3
224
Primo semestre
2007 Var. ass.
225
42
40
30
165
146
72
63
8
5
510
286
Var. %
23
..
..
..
..
128
perforazione per acque profonde Saipem 12000; (ii) le
attività di conversione di due navi cisterne in unità FPSO
destinate a operare sul giacimento Golfinho 2 in Brasile
e in Angola.
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / CO M M E N TO A I R I S U LTAT I ECO N O M I CO - F I N A N Z I A R I
Commento ai risultati economico-finanziari
CONTO ECONOMICO
Esercizio
2006
86.105
783
(61.140)
(239)
(6.421)
19.327
161
903
20.391
(10.568)
51,8
9.823
9.217
606
(milioni di euro)
Ricavi della gestione caratteristica
Altri ricavi e proventi
Costi operativi
di cui (oneri) proventi non ricorrenti:
Ammortamenti e svalutazioni
Utile operativo
Proventi (oneri) finanziari netti
Proventi netti su partecipazioni
Utile prima delle imposte
Imposte sul reddito
Tax rate (%)
Utile netto
di cui:
- utile netto di competenza Eni
- utile netto di terzi azionisti
Utile netto
Nel primo semestre 2007 Eni ha conseguito l’utile netto
di 4.855 milioni di euro, in diminuzione di 420 milioni di
euro rispetto al primo semestre 2006 (-8%) per effetto
essenzialmente della flessione di 1.219 milioni di euro
dell’utile operativo (-11,6%) registrata nel settore
Exploration & Production, la cui diminuzione è stata par-
Primo semestre
2006
2007 Var. ass.
44.323
41.688
(2.635)
372
445
73
(31.119) (29.504)
1.615
(56)
(3.034) (3.306)
(272)
10.542
9.323
(1.219)
151
25
(126)
467
491
24
11.160
9.839
(1.321)
(5.547) (4.673)
874
49,7
47,5
(2,2)
5.613
5.166
(447)
5.275
338
4.855
311
(420)
(27)
Var. %
(5,9)
19,6
5,2
(9,0)
(11,6)
(83,4)
5,1
(11,8)
15,8
(8,0)
(8,0)
(8,0)
zialmente attenuata dalla migliore performance dei business downstream e Ingegneria & Costruzioni. La riduzione dell’utile operativo è stata attenuata dalle minori
imposte sul reddito (874 milioni di euro) per effetto,
oltre che della riduzione dell’utile ante imposte, della
diminuzione di circa 2 punti percentuali del tax rate di
Gruppo (dal 49,7% al 47,5%).
Utile netto adjusted
Esercizio
2006
9.217
33
1.162
239
923
10.412
2006
5.275
(210)
372
Primo semestre
2007 Var. ass.
4.855
(420)
(110)
155
372
5.437
81
74
4.900
(milioni di euro)
Utile netto di competenza Eni
Eliminazione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
di cui:
- oneri (proventi) non ricorrenti
- altri special item
Utile netto adjusted di competenza Eni (a)
(537)
Var. %
(8,0)
(9,9)
(a) Per la definizione e la riconduzione degli utili nella configurazione adjusted, che escludono l’utile/perdita di magazzino e gli special item, v. il paragrafo “Riconduzione
dell’utile operativo e dell’utile netto a quelli adjusted” a pag. 39.
27
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / CO M M E N TO A I R I S U LTAT I ECO N O M I CO - F I N A N Z I A R I
Gli special item riguardano essenzialmente oneri
ambientali, svalutazioni di attività minerarie, oneri di
incentivazione all’esodo nonché oneri non ricorrenti
connessi: (i) ad accantonamenti a fronte di rischi su pro-
cedimenti antitrust in corso innanzi alle Autorità comunitarie e (ii) al provento relativo alla rideterminazione
del fondo per benefici ai dipendenti assunti in Italia
(Trattamento di Fine Rapporto).
L’analisi dell’utile netto adjusted per settore di attività è riportata nella seguente tabella:
Esercizio
2006
7.279
2.862
629
174
400
(301)
54
(79)
11.018
606
10.412
2006
4.019
1.517
257
29
152
(122)
11
(88)
5.775
Primo semestre
2007 Var. ass.
3.056
(963)
1.577
60
250
(7)
130
101
304
152
(120)
2
29
18
(15)
73
5.211
(564)
338
5.437
311
4.900
(milioni di euro)
Exploration & Production
Gas & Power
Refining & Marketing
Petrolchimica
Ingegneria & Costruzioni
Altre attività
Corporate e società finanziarie
Effetto eliminazione utili interni (a)
di cui:
Utile netto di terzi azionisti
Utile netto adjusted di competenza Eni
(27)
(537)
Var. %
(24,0)
4,0
(2,7)
348,3
100,0
1,6
163,6
..
(9,8)
(8,0)
(9,9)
(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.
La flessione dell’utile netto adjusted di Gruppo è stata
determinata dalla riduzione dell’utile netto adjusted
registrata nel settore Exploration & Production (-963
milioni di euro; -24,0%) che riflette il peggioramento
della performance operativa (-1.858 milioni di euro, pari
al 21,9%) dovuto all’apprezzamento dell’8,1% dell’euro
rispetto al dollaro, alla minore produzione venduta
(-12,2 milioni di boe), ai maggiori costi di ricerca esplorativa e alla riduzione dei prezzi di realizzo in dollari
(-2,1%).
Tale diminuzione è stata parzialmente compensata dall’incremento dell’utile netto adjusted nei settori:
- Ingegneria & Costruzioni (+152 milioni di euro;
+100,0%), dovuto al miglioramento della performance
operativa (+168 milioni di euro) per effetto del buon
andamento del mercato dei servizi petroliferi;
- Petrolchimica (+101 milioni di euro; +348,3%), dovuto
al miglioramento della performance operativa (+161 milioni di euro) connesso alla ripresa dei margini di vendita dei
prodotti e all’impatto sui risultati del 2006 dell’incidente
occorso alla raffineria di Priolo nell’aprile 2006;
- Gas & Power (+60 milioni di euro; +4,0%), dovuto al
miglioramento della performance operativa (+208 milioni di euro, pari al 10,4%) per effetto essenzialmente della
favorevole evoluzione del quadro regolatorio in Italia a
28
seguito delle recenti misure introdotte dall’Autorità per
l’energia elettrica e il gas in materia di indicizzazione
delle tariffe nelle forniture al segmento residenziale,
nonché della circostanza che nel primo trimestre 2006
vennero rilevati oneri di approvvigionamento a fronte
dell’emergenza gas verificatasi nei mesi invernali 20052006. Questi fattori positivi sono stati parzialmente
assorbiti dall’impatto delle condizioni climatiche eccezionalmente miti, registrate in particolare nel primo trimestre, sulle vendite di gas delle società consolidate
(-2,8 miliardi di metri cubi, pari al 6,2%), attenuato dalla
crescita nei mercati target del resto d’Europa. L’utile
netto adjusted del settore è stato penalizzato dalla flessione dei risultati conseguiti dalle collegate valutate in
base al metodo del patrimonio netto.
Nel semestre, i risultati di Eni sono stati realizzati in uno
scenario caratterizzato dal calo dei prezzi del petrolio
con la quotazione media del Brent a 63,26 dollari/barile
(-3,7%) e dall’apprezzamento dell’euro rispetto al dollaro (+8,1%). Questi effetti negativi sono stati parzialmente compensati dall’incremento dei margini di raffinazione (+14,2% il margine di raffinazione Brent) e dei margini di vendita dei prodotti petrolchimici. Su base semestrale l’effetto scenario sui margini del gas è stato
sostanzialmente nullo.
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / CO M M E N TO A I R I S U LTAT I ECO N O M I CO - F I N A N Z I A R I
La redditività del capitale investito (ROACE) calcolata
su base adjusted per i dodici mesi al 30 giugno 2007 raggiunge il 21,4 (23,5% al 30 giugno 2006), che si ridetermina in 22,1% assumendo, al 30 giugno 2007, l’avvenuto
esercizio delle opzioni attribuite a Gazprom relativamente all’acquisto di OAO Gazprom Neft e del 51% delle
società ex-Yukos.
Analisi delle voci del conto economico
Ricavi della gestione caratteristica
Esercizio
2006
27.173
28.368
38.210
6.823
6.979
823
1.174
(23.445)
86.105
(milioni di euro)
Exploration & Production
Gas & Power
Refining & Marketing
Petrolchimica
Ingegneria & Costruzioni
Altre attività
Corporate e società finanziarie
Elisioni di consolidamento
I ricavi della gestione caratteristica conseguiti nel
primo semestre 2007 (41.688 milioni di euro) sono
diminuiti di 2.635 milioni di euro rispetto al primo
semestre 2006 (-5,9%) per effetto essenzialmente dell’impatto dell’apprezzamento dell’euro sul dollaro
(+8,1%), della flessione dei prezzi degli idrocarburi, nonché della diminuzione della produzione venduta di idrocarburi (-12,2 milioni di boe) e delle vendite di gas naturale (-2,8 miliardi di metri cubi). Tali fattori negativi sono
stati parzialmente attenuati dai maggiori livelli di attività
nei settori Ingegneria & Costruzioni e Petrolchimica.
I ricavi del settore Exploration & Production (12.829
milioni di euro) sono diminuiti di 1.630 milioni di euro
(-11,3%) per effetto essenzialmente dell’impatto dell’apprezzamento dell’euro sul dollaro, della diminuzione
della produzione venduta di idrocarburi (-12,2 milioni di
boe, pari al 3,9%), nonché della flessione dei prezzi di
realizzo in dollari (-2,1%).
I ricavi del settore Gas & Power (13.722 milioni di euro)
sono diminuiti di 1.211 milioni di euro (-8,1%) per effetto essenzialmente della diminuzione dei volumi venduti
di gas naturale (-2,8 miliardi di metri cubi, pari al 6,2%) e
di quelli trasportati e distribuiti in relazione all’andamento climatico, nonchè dell’effetto dell’andamento
sfavorevole dei parametri energetici di riferimento per la
determinazione dei prezzi di vendita del gas.
Primo semestre
2006
2007 Var. ass.
14.459
12.829
(1.630)
14.933
13.722
(1.211)
19.446
16.880
(2.566)
3.340
3.476
136
3.080
4.289
1.209
465
103
(362)
605
617
12
(12.005) (10.228)
1.777
44.323
41.688
(2.635)
Var. %
(11,3)
(8,1)
(13,2)
4,1
39,3
(77,8)
2,0
..
(5,9)
I ricavi del settore Refining & Marketing (16.880 milioni
di euro) sono diminuiti di 2.566 milioni di euro (-13,2%)
per effetto essenzialmente della flessione delle quotazioni internazionali del petrolio, nonché dell’impatto
dell’apprezzamento dell’euro sul dollaro.
I ricavi del settore Petrolchimica (3.476 milioni di euro)
sono aumentati di 136 milioni di euro (+4,1%) rispetto al
primo semestre 2006 per effetto essenzialmente della
circostanza che l’attività del secondo trimestre 2006
venne penalizzata dall’incidente occorso alla raffineria di
Priolo nell’aprile 2006 con il blocco quasi totale dell’attività in molti impianti.
I ricavi del settore Ingegneria & Costruzioni (4.289 milioni di euro) sono aumentati di 1.209 milioni di euro
(+39,3%) per effetto della crescita dei livelli di attività in
particolare nei business Costruzioni Offshore e Onshore.
I ricavi delle Altre attività (103 milioni di euro) sono
diminuiti di 362 milioni di euro per effetto della circostanza che nel primo semestre 2007 è stato ceduto il
ramo d’azienda di Porto Torres (produzione di prodotti
petrolchimici di base) alla Polimeri Europa.
29
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / CO M M E N TO A I R I S U LTAT I ECO N O M I CO - F I N A N Z I A R I
Costi operativi
Esercizio
2006
57.490
239
390
3.650
178
61.140
(milioni di euro)
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
di cui: - oneri non ricorrenti
- altri special item
Costo lavoro
di cui: - oneri non ricorrenti (effetto curtailment del TFR)
- incentivi per esodi agevolati
I costi operativi sostenuti nel primo semestre 2007
(29.504 milioni di euro) diminuiscono di 1.615 milioni
di euro rispetto al 2006, pari al 5,2%, per effetto essenzialmente dell’apprezzamento dell’euro sul dollaro.
Inoltre la riduzione riflette: (i) i minori costi di approvvigionamento del gas naturale e delle cariche petrolifere
di qualità leggera; (ii) la flessione dei volumi approvvigionati di gas in linea con il calo delle vendite, nonché la
circostanza che nel primo trimestre 2006 vennero rilevati costi di approvvigionamento connessi all’emergenza climatica della stagione invernale 2005-2006; (iii) i
minori costi di manutenzione delle raffinerie.
Il costo lavoro (1.777 milioni di euro) è aumentato di 41
milioni di euro (+2,4%) per effetto essenzialmente della
crescita del costo lavoro unitario in Italia e all’estero e
2006
29.383
207
1.736
42
31.119
Primo semestre
2007 Var. ass.
27.727
(1.656)
130
171
1.777
41
(74)
19
29.504
(1.615)
Var. %
(5,6)
2,4
(5,2)
dell’incremento dell’occupazione media nel settore
Ingegneria & Costruzioni in relazione ai maggiori livelli
di attività. Questi incrementi sono stati parzialmente
assorbiti, oltre che dall’effetto cambio, dalla rilevazione
del provento non ricorrente (74 milioni di euro) derivante dalla rideterminazione (cd. curtailment) del fondo
trattamento di fine rapporto pregresso a seguito delle
modifiche introdotte dalla Finanziaria 2007 relative alla
destinazione delle quote maturande che hanno modificato la natura dell’istituto da programma a benefici definiti a programma a contributi definiti. Tale rideterminazione si basa essenzialmente sull’esclusione dal calcolo
attuariale delle retribuzioni future e delle relative ipotesi di incremento.
Ammortamenti e svalutazioni
Esercizio
2006
4.646
687
434
124
195
6
70
(9)
6.153
268
6.421
(milioni di euro)
Exploration & Production
Gas & Power
Refining & Marketing
Petrolchimica
Ingegneria & Costruzioni
Altre attività
Corporate e società finanziarie
Effetto eliminazione utili interni
Totale ammortamenti
Svalutazioni
Gli ammortamenti (3.269 milioni di euro) sono aumentati di 423 milioni di euro rispetto al primo semestre
2006 (+14,9%) essenzialmente nel settore Exploration &
Production (396 milioni di euro), in relazione ai maggiori costi di ricerca esplorativa (426 milioni di euro a cambi
costanti) e all’impatto sugli ammortamenti dell’aggiornamento delle stime dei costi di smantellamento e ripri-
30
2006
2.120
320
219
61
87
4
37
(2)
2.846
188
3.034
Primo semestre
2007 Var. ass.
2.516
396
333
13
216
(3)
56
(5)
119
32
2
(2)
31
(6)
(4)
(2)
3.269
423
37
(151)
3.306
272
Var. %
18,7
4,1
(1,4)
(8,2)
36,8
(50,0)
(16,2)
..
14,9
(80,3)
9,0
stino relativi a giacimenti in Italia rilevato nel bilancio
2006, i cui effetti sono stati parzialmente attenuati dall’effetto cambio.
Le svalutazioni del semestre (37 milioni di euro) riguardano essenzialmente attività minerarie.
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / CO M M E N TO A I R I S U LTAT I ECO N O M I CO - F I N A N Z I A R I
Utile operativo
Di seguito si riporta l’analisi dell’utile operativo per settore di attività.
Esercizio
2006
15.580
3.802
319
172
505
(622)
(296)
(133)
19.327
2006
8.398
1.907
455
69
211
(216)
(142)
(140)
10.542
Primo semestre
2007 Var. ass.
6.550
(1.848)
2.106
199
420
(35)
211
142
390
179
(231)
(15)
(99)
43
(24)
116
9.323
(1.219)
2006
10.542
(335)
380
Primo semestre
2007 Var. ass.
9.323
(1.219)
(107)
233
380
10.587
56
177
9.449
(1.138)
(10,7)
8.473
1.994
279
28
211
(128)
(130)
(140)
10.587
6.615
2.202
305
189
379
(116)
(101)
(24)
9.449
(1.858)
208
26
161
168
12
29
116
(1.138)
(21,9)
10,4
9,3
..
79,6
9,4
22,3
..
(10,7)
(milioni di euro)
Exploration & Production
Gas & Power
Refining & Marketing
Petrolchimica
Ingegneria & Costruzioni
Altre attività
Corporate e società finanziarie
Effetto eliminazione utili interni
Utile operativo
Var. %
(22,0)
10,4
(7,7)
205,8
84,8
(6,9)
(30,3)
..
(11,6)
Utile operativo adjusted
Di seguito si riporta l’analisi dell’utile operativo adjusted per settore di attività.
Esercizio
2006
19.327
88
1.075
239
836
20.490
15.763
3.882
790
219
508
(299)
(240)
(133)
20.490
(milioni di euro)
Utile operativo
Eliminazione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
di cui:
- oneri (proventi) non ricorrenti
- altri special item
Utile operativo adjusted
Dettaglio per settore di attività:
Exploration & Production
Gas & Power
Refining & Marketing
Petrolchimica
Ingegneria & Costruzioni
Altre attività
Corporate e società finanziarie
Effetto eliminazione utili interni
L’utile operativo adjusted, che esclude l’utile di magazzino di 107 milioni di euro e special item costituiti da
oneri netti di 233 milioni di euro, ammonta a 9.449
milioni di euro con una diminuzione di 1.138 milioni di
euro rispetto al primo semestre 2006, pari al 10,7%, per
effetto essenzialmente della flessione della performance
operativa del settore Exploration & Production (-1.858
milioni di euro, pari al 21,9%) che riflette l’apprezzamento dell’8,1% dell’euro rispetto al dollaro, la minore produzione venduta (-12,2 milioni di boe), i maggiori costi
di ricerca esplorativa e la riduzione dei prezzi di realizzo
in dollari (-2,1%).
Questa diminuzione è stata parzialmente compensata dal
miglioramento della performance registrato nei settori:
Var. %
(11,6)
- Gas & Power (+208 milioni di euro; +10,4%), per effetto
essenzialmente della favorevole evoluzione del quadro
regolatorio, nonché della circostanza che nel primo trimestre 2006 vennero rilevati oneri di approvvigionamento a fronte dell’emergenza gas verificatasi nei mesi invernali 2005-2006. Questi fattori positivi sono stati parzialmente assorbiti dall’impatto delle condizioni climatiche
eccezionalmente miti, registrate in particolare nel primo
trimestre, sulle vendite di gas delle società consolidate
(-2,8 miliardi di metri cubi, pari al 6,2%), attenuato dalla
crescita nei mercati target del resto d’Europa;
- Ingegneria & Costruzioni (+168 milioni di euro;
+79,6%), dovuto al buon andamento del mercato dei
servizi petroliferi;
31
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / CO M M E N TO A I R I S U LTAT I ECO N O M I CO - F I N A N Z I A R I
- Petrolchimica (+161 milioni di euro), dovuto alla
ripresa dei margini di vendita dei prodotti e all’impatto
sui risultati del 2006 dell’incidente occorso alla raffineria
di Priolo nell’aprile 2006.
Proventi (oneri) finanziari netti
I proventi finanziari netti di 25 milioni di euro sono
diminuiti di 126 milioni di euro rispetto al primo semestre 2006 quando furono rilevati proventi finanziari netti
di 151 milioni di euro. Il peggioramento riflette essenzialmente la circostanza che nel primo semestre 2007
sono stati rilevati minori proventi sulla valutazione a fair
value degli strumenti finanziari derivati. L’effetto della
valutazione a fair value di tali strumenti finanziari derivati è imputata a conto economico anziché correlarla alle
attività, passività e impegni alle quali i derivati si riferiscono perché i relativi contratti non soddisfano le condizioni formali per essere qualificati di copertura ai fini
IFRS; tra questi è compresa la componente “time value”
(con un effetto negativo di 47 milioni di euro) di alcuni
derivati di copertura del rischio commodity (cash flow
hedge) attivati nel primo trimestre a fronte delle operazioni di acquisto di riserve proved e unproved effettuate
nel semestre (vedi a questo proposito il commento al
capitale d’esercizio netto).
Tali effetti negativi sono stati parzialmente compensati:
(i) dalla rilevazione del provento di 62 milioni di euro
derivante dalla valutazione a fair value sia della partecipazione del 20% in OAO Gazprom Neft sia dell’opzione di
acquisto (call option) attribuita da Eni a Gazprom relativa alla stessa partecipazione. Tale provento netto corrisponde alla remunerazione finanziaria prevista contrattualmente per l’esercizio della predetta call option (vedi
a questo proposito il commento al capitale di esercizio
netto); (ii) dalla riduzione degli oneri finanziari correlati
all’indebitamento finanziario per effetto della riduzione
dell’indebitamento finanziario netto medio, in parte
compensato dai maggiori tassi d’interesse sui finanziamenti in euro (Euribor +1,1 punti percentuali) e in dollari (Libor +0,6 punti percentuali).
Proventi netti su partecipazioni
L’analisi dei proventi su partecipazioni relativa al primo semestre 2007 è illustrata nella tabella seguente:
Primo semestre 2007
(milioni di euro)
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
Dividendi
Plusvalenze nette da cessione di partecipazioni
Altri proventi netti
Exploration &
Production
(22)
112
11
(1)
100
I proventi netti su partecipazioni ammontano a 491
milioni di euro e riguardano: (i) le quote di competenza
dei risultati netti di periodo delle imprese partecipate
valutate con il metodo del patrimonio netto (348 milio-
Gas &
Power
214
2
Refining &
Marketing
110
17
2
218
127
Ingegneria &
Costruzioni
39
(1)
38
Gruppo
348
131
11
1
491
ni di euro), in particolare nei settori Gas & Power,
Refining & Marketing e Ingegneria & Costruzioni; (ii) i
dividendi derivanti da partecipazioni valutate al costo
(131 milioni di euro).
L’analisi della variazione positiva di 24 milioni di euro rispetto al primo semestre 2006 è illustrata nella tabella seguente:
Esercizio
2006
795
98
18
(8)
903
32
(milioni di euro)
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
Dividendi
Plusvalenze nette da cessione di partecipazioni
Altri proventi netti
Primo semestre
2006
2007 Var. ass.
380
348
(32)
57
131
74
25
11
(14)
5
1
(4)
467
491
24
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / CO M M E N TO A I R I S U LTAT I ECO N O M I CO - F I N A N Z I A R I
Imposte sul reddito
Esercizio
2006
5.566
14.825
20.391
2.237
8.331
10.568
40,2
56,2
51,8
(milioni di euro)
Utile ante imposte
Italia
Estero
Imposte sul reddito
Italia
Estero
Tax rate (%)
Italia
Estero
Le imposte sul reddito (4.673 milioni di euro) sono
diminuite di 874 milioni di euro, pari al 15,8%, per effetto essenzialmente della diminuzione dell’utile prima
delle imposte di 1.321 milioni di euro. Il tax rate di
Gruppo del 47,5% si riduce di 2,2 punti percentuali
rispetto al valore del primo semestre 2006 (49,7%) riflettendo: (i) la minore incidenza sull’utile ante imposte dell’utile prodotto dal settore Exploration & Production; (ii)
lo stanziamento di imposte differite attive relative all’incremento dei valori fiscali riconosciuti delle attività e
delle passività delle società italiane determinatosi in
occasione del rinnovo dell’opzione per la tassazione di
Gruppo. Questi fattori positivi sono stati parzialmente
Primo semestre
2006
2007 Var. ass.
3.313
7.847
11.160
3.348
6.491
9.839
35
(1.356)
(1.321)
1.296
4.251
5.547
1.255
3.418
4.673
(41)
(833)
(874)
39,1
54,2
49,7
37,5
52,7
47,5
(1,6)
(1,5)
(2,2)
assorbiti dall’aumento del tax rate nell’attività upstream
in Regno Unito e Algeria a seguito delle modifiche dei
regimi fiscali implementate nel secondo semestre 2006.
Il tax rate adjusted, ottenuto dal rapporto tra le imposte
e l’utile ante imposte al netto dell’utile/perdita di
magazzino e degli special item, è del 47,4% (48,4% nel
primo semestre 2006).
Utile di competenza di terzi azionisti
L’utile di competenza di terzi azionisti (311 milioni di
euro) riguarda essenzialmente Snam Rete Gas SpA (139
milioni di euro) e Saipem SpA (165 milioni di euro).
33
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / CO M M E N TO A I R I S U LTAT I ECO N O M I CO - F I N A N Z I A R I
Risultati per settore di attività
Exploration & Production
Esercizio
2006
15.580
183
183
231
(61)
13
15.763
(59)
85
(8.510)
53,9
7.279
4.776
820
255
(milioni di euro)
Utile operativo
Esclusione special item:
di cui:
Oneri (proventi) non ricorrenti
Altri special item:
- svalutazioni
- plusvalenze nette su cessione di asset
- oneri incentivazione all’esodo
Utile operativo adjusted
Proventi (oneri) finanziari netti (a)
Proventi (oneri) su partecipazioni (a)
Imposte sul reddito (a)
Tax rate (%)
Utile netto adjusted
I risultati includono:
- ammortamenti e svalutazioni
di cui:
- costi di perforazione pozzi esplorativi e altro
- costi di prospezioni e studi geologici e geofisici
2006
8.398
75
75
132
(57)
Primo semestre
2007 Var. ass.
6.550
(1.848)
65
Var. %
(22,0)
(12)
77
76
8.473
(26)
66
(4.494)
52,8
4.019
1
6.615
(4)
100
(3.655)
54,5
3.056
2.252
2.547
295
13,1
316
85
615
162
299
77
94,6
90,6
(1.858)
22
34
839
1,7
(963)
(21,9)
(24,0)
(a) Escludono gli special item.
L’utile operativo adjusted del primo semestre 2007 di
6.615 milioni di euro è diminuito di 1.858 milioni di euro
rispetto al primo semestre 2006, pari al 21,9%, per effetto essenzialmente: (i) dell’impatto dell’apprezzamento
dell’euro sul dollaro (circa 580 milioni di euro); (ii) della
flessione della produzione venduta (-12,2 milioni di
boe); (iii) dei maggiori costi di ricerca esplorativa (376
milioni di euro; 426 milioni di euro a cambi costanti);
(iv) della riduzione dei prezzi di realizzo in dollari
(-2,1%); (v) dell’incremento dei costi di produzione e
degli ammortamenti.
34
L’utile netto adjusted del primo semestre 2007 di 3.056
milioni di euro si riduce di 963 milioni, pari al 24,0%, per
effetto del peggioramento della performance operativa e
dell’aumento del tax rate, dal 52,8% al 54,5%, determinato dall’impatto di cambiamenti del regime fiscale in
Algeria e Regno Unito con effetti dal secondo semestre
2006.
Gli special item del primo semestre (65 milioni di euro)
riguardano essenzialmente svalutazioni di attività.
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / CO M M E N TO A I R I S U LTAT I ECO N O M I CO - F I N A N Z I A R I
Gas & Power
Esercizio
2006
3.802
(67)
147
55
92
51
44
37
(40)
3.882
2.062
1.087
579
154
16
489
(1.525)
34,8
2.862
(milioni di euro)
Utile operativo
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
di cui:
Oneri (proventi) non ricorrenti
Altri special item:
- svalutazioni
- oneri ambientali
- oneri incentivazione all'esodo
- altro
Utile operativo adjusted
Mercato e distribuzione
Trasporto Italia
Trasporto Estero
Generazione Elettrica (a)
Proventi (oneri) finanziari netti (b)
Proventi (oneri) su partecipazioni (b)
Imposte sul reddito (b)
Tax rate (%)
Utile netto adjusted
2006
1.907
(20)
107
107
51
39
17
1.994
1.044
571
295
84
11
292
(780)
34,0
1.517
Primo semestre
2007 Var. ass.
2.106
199
108
(12)
Var. %
10,4
(18)
6
1
5
2.202
1.245
554
287
116
4
218
(847)
34,9
1.577
208
201
(17)
(8)
32
(7)
(74)
(67)
0,9
60
10,4
19,3
(3,0)
(2,7)
38,1
4,0
(a) A partire dal 1° gennaio 2007 i risultati della “commercializzazione di energia elettrica” sono inclusi nell’attività “mercato e distribuzione” per effetto del riassetto delle
attività power. Conseguentemente, l’attività “generazione di energia elettrica” svolta dalla controllata EniPower include solo i risultati dell’attività di produzione di energia
elettrica. I risultati dei periodi posti a confronto non sono stati oggetto di restatement.
(b) Escludono gli special item.
L’utile operativo adjusted del primo semestre 2007 di
2.202 milioni di euro è aumentato di 208 milioni di euro
rispetto al primo semestre 2006, pari al 10,4%, nonostante l’andamento negativo delle vendite di gas
(-2,8 miliardi di metri cubi, pari al 6,2% per le società
consolidate) penalizzate dalle condizioni climatiche
eccezionalmente miti registrate in particolare nel primo
trimestre. All’aumento dell’utile hanno contribuito
essenzialmente: (i) l’effetto positivo dell’applicazione
nelle forniture al settore residenziale del più favorevole
meccanismo di indicizzazione del costo della materia
prima previsto dalla delibera n. 79/2007 dell’Autorità
per l’energia elettrica e il gas in riforma del regime tariffario previsto dalla delibera n. 248/2004 in vigore nel
primo semestre 2006. Inoltre l’adempimento da parte
Eni dell’obbligo previsto dalla delibera n. 79/2007 di
rinegoziazione dei contratti di fornitura all’ingrosso sulla
base del nuovo meccanismo di indicizzazione ha comportato la totale o parziale eccedenza delle passività
stanziate nel 2005 e nel primo semestre 2006 a fronte
degli oneri stimati per l’adeguamento di tali contratti
che sono state utilizzate a beneficio del conto economico nel primo trimestre 2007; (ii) la rilevazione nel primo
trimestre 2006 di oneri di approvvigionamento a fronte
dell’emergenza gas verificatasi nei mesi invernali 20052006.
L’inversione di tendenza dei parametri energetici e di
cambio nella determinazione dei margini di vendita del
gas registrata nel secondo trimestre ha annullato sul
semestre l’incremento dei margini conseguito nel primo
trimestre.
L’utile netto adjusted del primo semestre 2007 di 1.577
milioni di euro è aumentato di 60 milioni di euro rispetto al primo semestre 2006 (+4,0%) per effetto dell’incremento dell’utile operativo adjusted, in parte assorbito
dalla flessione dei risultati conseguiti dalle collegate
valutate in base al metodo del patrimonio netto.
35
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / CO M M E N TO A I R I S U LTAT I ECO N O M I CO - F I N A N Z I A R I
Altre misure di performance
Di seguito si riporta l’EBITDA proforma adjusted del settore Gas & Power e il dettaglio per area di business:
Esercizio
2006
4.895
2.491
1.174
940
290
(milioni di euro)
2006
2.482
1.115
702
516
149
EBITDA adjusted
Mercato
Business regolati
Trasporto internazionale
Generazione elettrica
L’EBITDA (Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and
Amortization charges) adjusted è calcolato come somma
dell’utile operativo adjusted e degli ammortamenti su
base proforma includendo cioè, oltre all’EBITDA delle
società possedute al 100%, la quota di competenza Eni
dell’EBITDA di Snam Rete Gas (55%), interamente consolidata nella redazione dei conti infrannuali e annuali in base
agli IFRS, e delle società collegate valutate con il metodo
del patrimonio netto nella redazione dei conti infrannuali
e annuali in base agli IFRS.
Primo semestre
2007 Var. ass.
2.688
206
1.338
223
648
(54)
519
3
183
34
Var. %
8,3
20,0
(7,7)
0,6
22,8
Il management ritiene che l’EBITDA adjusted rappresenti
una misura importante nella valutazione della performance del settore Gas & Power tenuto conto delle caratteristiche di questo business che lo rendono simile a una utility
europea. In tale ambito, l’EBITDA adjusted consente agli
analisti e investitori di meglio apprezzare la performance
relativa del settore Gas & Power Eni rispetto alle altre utility europee e di disporre della metrica maggiormente utilizza nelle valutazioni delle utility. L’EBITDA adjusted non è
previsto né dagli IFRS, né dagli U.S. GAAP.
Refining & Marketing
Esercizio
2006
319
215
256
109
147
14
111
47
8
(33)
790
184
(345)
35,4
629
(milioni di euro)
Utile operativo
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
di cui:
Oneri (proventi) non ricorrenti
Altri special item:
- svalutazioni
- oneri ambientali
- oneri incentivazione all’esodo
- accantonamenti a fondo rischi
- altro
Utile operativo adjusted
Proventi (oneri) su partecipazioni (a)
Imposte sul reddito (a)
Tax rate (%)
Utile netto adjusted
2006
455
(254)
78
78
1
61
11
3
2
279
111
(133)
34,1
257
Primo semestre
2007 Var. ass.
420
(35)
(187)
72
Var. %
(7,7)
37
35
1
32
3
(1)
305
84
(139)
35,7
250
26
(27)
(6)
1,6
(7)
9,3
(2,7)
(a) Escludono gli special item.
L’utile operativo adjusted del primo semestre 2007 di
305 milioni di euro è aumentato di 26 milioni di euro
rispetto al primo semestre 2006 (+9,3%) per effetto
essenzialmente dell’aumento del risultato dell’attività di
raffinazione dovuto principalmente all’andamento favorevole dello scenario in particolare nel secondo trimestre e all’incremento dei volumi lavorati e delle rese
anche a seguito delle minori fermate degli impianti.
L’attività commerciale in Italia ha registrato un minore
risultato operativo per effetto:
- dei minori margini conseguiti sul mercato rete;
36
- dei minori risultati del mercato extrarete per la diminuzione dei margini e per i minori volumi (-9,8%)
dovuti alle condizioni climatiche eccezionalmente
miti del primo trimestre.
L’utile netto adjusted del primo semestre 2007 pari a 250
milioni di euro si riduce di 7 milioni di euro (-2,7%).
Gli special item del semestre (72 milioni di euro) esclusi
dall’utile operativo adjusted riguardano principalmente
accantonamenti a fronte di rischi su procedimenti antitrust in corso innanzi alle Autorità comunitarie e oneri
ambientali.
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / CO M M E N TO A I R I S U LTAT I ECO N O M I CO - F I N A N Z I A R I
Petrolchimica
Esercizio
2006
172
(60)
107
13
94
50
19
31
(6)
219
2
(47)
174
(milioni di euro)
2006
69
(61)
20
Utile operativo
Esclusione utile di magazzino
Esclusione special item:
di cui:
Oneri (proventi) non ricorrenti
Altri special item:
- svalutazioni
- oneri incentivazione all’esodo
- accantonamenti a fondo rischi
- altro
Utile operativo adjusted
Proventi (oneri) su partecipazioni (a)
Imposte sul reddito (a)
Utile netto adjusted
Primo semestre
2007 Var. ass.
211
142
(28)
6
Var. %
..
6
20
1
20
(1)
28
1
29
189
2
(61)
130
161
1
(61)
101
..
..
(a) Escludono gli special item.
L’utile operativo adjusted del primo semestre 2007 di 189
milioni di euro aumenta di 161 milioni di euro per effetto
essenzialmente dell’incremento del margine del cracker e
quello dei prodotti, essenzialmente nel business degli aro-
matici, dell’effetto positivo del mix di vendita nonché alla
circostanza che il primo semestre 2006 risentiva dell’impatto sulle produzioni derivante dall’incidente occorso
alla Raffineria di Priolo a fine aprile.
Ingegneria & Costruzioni
Esercizio
2006
505
3
3
1
2
508
66
(174)
400
(milioni di euro)
Utile operativo
Esclusione special item:
di cui:
Oneri (proventi) non ricorrenti
Altri special item:
- svalutazioni
- oneri incentivazione all’esodo
Utile operativo adjusted
Proventi (oneri) su partecipazioni (a)
Imposte sul reddito (a)
Utile netto adjusted
2006
211
Primo semestre
2007 Var. ass.
390
179
(11)
Var. %
84,8
(11)
211
(8)
(51)
152
379
38
(113)
304
168
46
(62)
152
79,6
100,0
(a) Escludono gli special item.
L’utile operativo adjusted del primo semestre 2007 di
379 milioni di euro aumenta di 168 milioni di euro
rispetto al primo semestre 2006, pari al 79,6%, per effetto del miglioramento in tutte le aree di business. In particolare i maggiori incrementi sono stati registrati nelle
Costruzioni Offshore e Onshore a seguito dell’incremento
del volume d’affari e dei maggiori margini.
L’utile netto adjusted di 304 milioni di euro aumenta di
152 milioni di euro rispetto al primo semestre 2006 per
effetto della migliore performance operativa anche delle
entità collegate.
37
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / CO M M E N TO A I R I S U LTAT I ECO N O M I CO - F I N A N Z I A R I
Altre attività
Esercizio
2006
(622)
323
62
261
126
22
17
75
21
(299)
(7)
5
(301)
(milioni di euro)
2006
(216)
88
Utile operativo
Esclusione special item:
di cui:
Oneri (proventi) non ricorrenti
Altri special item:
- oneri ambientali
- svalutazioni
- oneri incentivazione all’esodo
- accantonamenti a fondo rischi
- altro
Utile operativo adjusted
Proventi (oneri) finanziari netti (a)
Proventi (oneri) su partecipazioni (a)
Utile netto adjusted
88
52
4
1
22
9
(128)
6
(122)
Primo semestre
2007 Var. ass.
(231)
(15)
115
65
50
83
6
1
9
(49)
(116)
(4)
(120)
12
(4)
(6)
2
Var. %
(6,9)
9,4
1,6
(a) Escludono gli special item.
La perdita netta adjusted di 120 milioni di euro si riduce
rispetto al primo semestre 2006 di 2 milioni di euro.
Gli special item esclusi dalla perdita operativa (115 milioni di euro) si riferiscono in particolare agli oneri ambientali (83 milioni di euro) e all’accantonamento di oneri a
fronte di rischi su procedimenti antitrust in corso innanzi alle Autorità comunitarie, parzialmente compensati
dalla transazione tra Syndial e Dow Chemical (37 milioni
di euro) che ha regolato alcuni rapporti contrattuali
pendenti tra le due società.
Corporate e società finanziarie
Esercizio
2006
(296)
56
56
43
11
2
(240)
205
89
54
(milioni di euro)
Utile operativo
Esclusione special item:
di cui:
Oneri (proventi) non ricorrenti
Altri special item:
- oneri incentivazione all’esodo
- accantonamenti a fondo rischi
- altro
Utile operativo adjusted
Proventi (oneri) finanziari netti (a)
Proventi (oneri) su partecipazioni (a)
Imposte sul reddito (a)
Utile netto adjusted
(a) Escludono gli special item.
38
2006
(142)
12
12
12
(130)
152
(1)
(10)
11
Primo semestre
2007 Var. ass.
(99)
43
(2)
Var. %
30,3
(11)
9
9
(101)
29
101
29
29
(123)
1
111
18
22,3
..
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / CO M M E N TO A I R I S U LTAT I ECO N O M I CO - F I N A N Z I A R I
NON-GAAP Measures
Riconduzione dell’utile operativo e dell’utile netto a quelli adjusted
Il management Eni valuta la performance del Gruppo e dei
settori di attività sulla base dell’utile operativo e dell’utile netto adjusted ottenuti escludendo dall’utile operativo e dall’utile netto gli special item, l’utile/perdita di
magazzino, nonché, nella determinazione dell’utile
netto di settore, gli oneri/proventi finanziari correlati
all’indebitamento finanziario netto, quelli relativi alla
valutazione al fair value degli strumenti finanziari derivati con imputazione a conto economico in quanto non
soddisfano le condizioni formali per essere qualificati di
copertura ai fini IFRS e le differenze di cambio.
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
del 33% prevista dalla normativa fiscale italiana.
L’utile operativo e l’utile netto adjusted non sono previsti
né dagli IFRS, né dagli U.S. GAAP. 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, e, agli
analisti finanziari, di valutare i risultati di Eni sulla base
dei loro modelli previsionali.
L’utile netto adjusted di settore è utilizzato dal management nel calcolo della redditività del capitale investito
netto di settore (ROACE di settore).
Di seguito sono descritte le componenti che sono escluse dal calcolo dei risultati adjusted.
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, costituendo sostanzialmente la rivalutazione
o la svalutazione, rispettivamente in caso di aumento o
di diminuzione dei prezzi, delle giacenze esistenti a inizio periodo ancora presenti in magazzino a fine periodo.
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 applicazione della delibera Consob n. 15519 del 27
luglio 2006 le componenti reddituali derivanti da eventi
od operazioni non ricorrenti sono evidenziate, quando
significative, distintamente nei commenti del management e nell’informativa finanziaria.
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.
Inoltre sono esclusi gli oneri/proventi relativi alla valutazione al fair value degli strumenti finanziari derivati e le
differenze di cambio. 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’accreation discount di passività rilevate al valore attuale
(in particolare le passività di smantellamento e ripristino
siti nel settore Exploration & Production).
Gli oneri/proventi finanziari, al netto della fiscalità correlata, esclusi dall’utile netto adjusted dei settori di attività
sono stati allocati sull’aggregato Corporate e società
finanziarie.
Nelle tavole seguenti sono rappresentati l’utile operativo e l’utile netto adjusted a livello di settore di attività e
di Gruppo e la riconciliazione con l’utile netto di competenza Eni.
Le componenti reddituali sono classificate tra gli special
item, se significative, quando: (i) derivano da eventi od
operazioni il cui accadimento risulta non ricorrente,
ovvero da quelle operazioni o fatti che non si ripetono
frequentemente nel consueto svolgimento dell’attività;
oppure (ii) derivano da eventi od operazioni non rappresentativi della normale attività del business, come nel
caso degli oneri di ristrutturazione e ambientali, nonché
39
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(milioni di euro)
Utile netto di competenza Eni
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
- oneri (proventi) non ricorrenti
- altri special item
Utile netto adjusted di competenza Eni
(*) I valori escludono gli special item.
40
Ingegneria
& Costruzioni
Altre attività
Corporate
e società
finanziarie
2.106
108
420
(187)
211
(28)
390
(231)
(99)
(12)
77
(18)
6
1
37
35
32
1
6
(11)
(11)
9
1
5
65
6.615
(4)
(12)
2.202
4
3
(1)
72
305
65
50
83
6
9
1
(49)
115
(116)
(4)
100
(3.655)
54,5
3.056
218
(847)
34,9
1.577
76
84
(139)
35,7
250
6
189
(11)
379
2
(61)
38
(113)
130
304
9
(2)
(101)
29
101
(120)
(24)
29
(24)
Gruppo
Petrolchimica
6.550
Effetto
eliminazione
utili interni
R&M
Imposte sul reddito (*)
Tax rate (%)
Utile netto adjusted
di cui:
- utile netto di terzi azionisti
- utile netto adjusted di competenza Eni
G&P
Utile operativo
Eliminazione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
di cui:
Oneri (proventi) non ricorrenti
Altri special item:
oneri ambientali
svalutazioni
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all'esodo
altro
Special item dell'utile operativo
Utile operativo adjusted
Proventi (oneri) finanziari netti (*)
Proventi (oneri) su partecipazioni (*)
E&P
Primo semestre 2007
9.323
(107)
56
177
116
83
9
19
(50)
233
9.449
25
442
9 (4.705)
47,4
(15) 5.211
311
4.900
4.855
(110)
155
81
74
4.900
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / CO M M E N TO A I R I S U LTAT I ECO N O M I CO - F I N A N Z I A R I
(milioni di euro)
Utile netto di competenza Eni
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
- oneri (proventi) non ricorrenti
- altri special item
Utile netto adjusted di competenza Eni
75
107
39
51
78
61
1
132
(57)
17
75
8.473
(26)
66
(4.494)
52,8
4.019
107
1.994
11
292
(780)
34,0
1.517
211
(216)
(142)
(140)
20
88
52
4
12
3
11
2
78
279
20
1
(1)
20
28
22
1
9
88
(128)
111
(133)
34,1
257
1
(8)
(51)
6
29
152
(122)
211
12
12
(130)
152
(1)
(10)
11
Gruppo
69
(61)
Effetto
eliminazione
utili interni
455
(254)
Corporate
e società
finanziarie
Petrolchimica
1.907
(20)
Altre attività
R&M
8.398
Ingegneria
& Costruzioni
G&P
Utile operativo
Eliminazione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
di cui:
Oneri (proventi) non ricorrenti
Altri special item:
oneri ambientali
svalutazioni
plusvalenze nette su cessione di asset
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all'esodo
altro
Special item dell'utile operativo
Utile operativo adjusted
Proventi (oneri) finanziari netti (*)
Proventi (oneri) su partecipazioni (*)
Imposte sul reddito (*)
Tax rate (%)
Utile netto adjusted
di cui:
- utile netto di terzi azionisti
- utile netto adjusted di competenza Eni
E&P
Primo semestre 2006
10.542
(335)
380
152
188
(57)
45
42
10
380
(140) 10.587
137
467
52 (5.416)
48,4
(88) 5.775
338
5.437
5.275
(210)
372
372
5.437
(*) I valori escludono gli special item.
41
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / CO M M E N TO A I R I S U LTAT I ECO N O M I CO - F I N A N Z I A R I
(milioni di euro)
Utile netto di competenza Eni
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
- oneri (proventi) non ricorrenti
- altri special item
Utile netto adjusted di competenza Eni
(*) I valori escludono gli special item.
42
55
92
44
51
109
147
111
14
13
94
3
50
1
183
15.763
37
(40)
147
3.882
8
47
(33)
256
790
31
19
(6)
107
219
(59)
85
(8.510)
53,9
7.279
16
489
(1.525)
34,8
2.862
183
231
(61)
13
184
(345)
35,4
629
505
(622)
(296)
62
261
126
22
56
11
2
3
508
2
(47)
66
(174)
174
400
75
17
21
323
(299)
(7)
5
43
2
56
(240)
205
89
(301)
54
(133)
(133)
Gruppo
172
(60)
Effetto
eliminazione
utili interni
319
215
Corporate
e società
finanziarie
3.802
(67)
Altre attività
Petrolchimica
15.580
Ingegneria
& Costruzioni
R&M
Proventi (oneri) finanziari netti (*)
Proventi (oneri) su partecipazioni (*)
Imposte sul reddito (*)
Tax rate (%)
Utile netto adjusted
di cui:
- utile netto di terzi azionisti
- utile netto adjusted di competenza Eni
G&P
Utile operativo
Eliminazione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
di cui:
Oneri (proventi) non ricorrenti
Altri special item:
oneri ambientali
svalutazioni
plusvalenze nette su cessione di asset
accantonamenti a fondo rischi
oneri per esodi agevolati
altro
Special item dell'utile operativo
Utile operativo adjusted
E&P
Esercizio 2006
19.327
88
239
836
292
369
(61)
114
178
(56)
1.075
20.490
155
831
54 (10.458)
48,7
(79) 11.018
606
10.412
9.217
33
1.162
239
923
10.412
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / CO M M E N TO A I R I S U LTAT I ECO N O M I CO - F I N A N Z I A R I
Dettaglio degli special item
Esercizio
2006
239
239
836
292
369
(61)
114
178
(56)
1.075
(6)
(72)
165
1.162
(milioni di euro)
Oneri (proventi) non ricorrenti
di cui: effetto curtailment del TFR
accantonamenti a fronte di procedimenti antitrust
Altri special item:
oneri ambientali
svalutazioni
plusvalenze nette su cessione di asset
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all’esodo
altro
Special item dell’utile operativo
Oneri (proventi) finanziari
Oneri (proventi) su partecipazioni
Imposte sul reddito
Totale special item dell’utile netto
Primo semestre
2006
2007
380
152
188
(57)
45
42
10
380
(14)
6
372
56
(74)
130
177
116
83
9
19
(50)
233
(6)
(72)
155
43
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Stato patrimoniale riclassificato
Lo schema dello stato patrimoniale riclassificato aggrega
i valori attivi e passivi dello schema obbligatorio pubblicato nel bilancio e nella relazione semestrale secondo il
criterio della funzionalità alla gestione dell’impresa considerata suddivisa convenzionalmente nelle tre funzioni
fondamentali: l’investimento, l’esercizio, il finanziamento. Il management ritiene che lo schema proposto rap-
presenti un’utile informativa per l’investitore perché
consente di individuare le fonti delle risorse finanziarie
(mezzi propri e di terzi) e gli impieghi delle stesse nel
capitale immobilizzato e in quello di esercizio. Lo schema dello stato patrimoniale riclassificato è utilizzato dal
management per il calcolo dei principali indici finanziari
di redditività del capitale investito (ROACE) e di solidità/equilibrio della struttura finanziaria (leverage).
Stato patrimoniale riclassificato (a)
31.12.2006
30.06.2007
Var. ass.
44.312
45.999
1.687
629
614
Rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo
1.827
1.899
72
Attività immateriali
3.753
3.962
209
Partecipazioni
4.246
5.209
557
366
(milioni di euro)
Capitale immobilizzato
Immobili, impianti e macchinari
Altre immobilizzazioni
Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa
Debiti netti relativi all’attività di investimento
(1.090)
(1.178)
54.234
56.871
(15)
963
(191)
(88)
2.637
Capitale di esercizio netto
Rimanenze
4.752
4.936
Crediti commerciali
15.230
13.388
Debiti commerciali
(10.528)
(9.751)
Debiti tributari e fondo imposte netto
(5.396)
(6.880)
Fondi per rischi e oneri
(8.614)
(8.208)
184
(1.842)
777
(1.484)
406
Altre attività (passività) d’esercizio:
Partecipazioni
2.581
Altre attività (passività) (b)
Fondi per benefici ai dipendenti
2.581
(641)
(711)
(5.197)
(4.645)
552
(1.071)
(936)
135
Attività destinate alla vendita e connesso indebitamento finanziario netto
(70)
128
128
CAPITALE INVESTITO NETTO
47.966
51.418
3.452
Patrimonio netto compresi gli interessi di terzi azionisti
41.199
42.296
1.097
6.767
9.122
2.355
47.966
51.418
3.452
Indebitamento finanziario netto
COPERTURE
(a) Per la riconduzione allo schema obbligatorio v. il paragrafo “Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli
obbligatori” alle pagg. 52 e 53.
(b) Includono crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa di 302 milioni di euro (245 milioni al 31 dicembre 2006) e titoli a copertura delle riserve tecniche
dell’attività assicurarativa di Eni di 515 milioni di euro (417 milioni al 31 dicembre 2006).
L’apprezzamento dell’euro, in particolare sul dollaro,
rispetto al 31 dicembre 2006 (cambio EUR/USD 1,351 al
30 giugno 2007 contro 1,317 al 31 dicembre 2006, +2,6%)
ha determinato nella conversione dei bilanci espressi in
moneta diversa dall’euro ai cambi del 30 giugno 2007 una
diminuzione del valore contabile del capitale investito
netto di circa 450 milioni di euro, del patrimonio netto di
circa 350 milioni di euro e dell’indebitamento finanziario
netto di circa 100 milioni di euro.
44
Il capitale investito netto al 30 giugno 2007 ammonta
a 51.418 milioni di euro con un incremento di 3.452
milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2006.
Capitale immobilizzato
Il capitale immobilizzato (56.871 milioni di euro) aumenta di 2.637 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2006
(54.234 milioni di euro) per effetto degli investimenti
tecnici (4.257 milioni di euro) e delle acquisizioni di
asset e partecipazioni (2 miliardi di euro, di cui 958
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milioni di euro relativi agli asset gas ex-Yukos e circa un
miliardo di euro relativi agli asset acquistati da Maurel
& Prom in Congo; la partecipazione del 20% in OAO
Gazprom Neft è stata rilevata nel capitale di esercizio
netto), parzialmente assorbiti dagli ammortamenti e
svalutazioni (3.306 milioni di euro) e dall’impatto dell’apprezzamento dell’euro sul dollaro nella conversione dei bilanci delle imprese operanti in aree diverse
dall’euro.
Nella voce Altre immobilizzazioni del capitale immobilizzato sono comprese per un valore di libro di 829
milioni di dollari (pari a 614 milioni di euro al cambio
EUR/USD al 30 giugno 2007) le immobilizzazioni dedicate al contratto di servizio relativo alle attività minerarie dell’area di Dación della branch venezuelana della
controllata Eni Dación BV. Con effetto dal 1° aprile
2006 la compagnia petrolifera di Stato venezuelano
Petróleos de Venezuela SA (PDVSA) ha comunicato a
Eni Dación BV, società con sede nei Paesi Bassi, la unilaterale risoluzione di tale contratto. Conseguentemente
da tale data la conduzione delle attività è stata assunta
da PDVSA. Nel novembre 2006 Eni, ferma restando la
propria disponibilità ad una soluzione negoziale, ha
avviato un procedimento arbitrale per tutelare i propri
diritti presso l’International Centre for Settlement of
Investment Disputes (ICSID), organismo della Banca
Mondiale preposto alla risoluzione delle controversie
in caso di violazione dei trattati bilaterali per la protezione degli investimenti, quale quello in vigore tra il
Venezuela e i Paesi Bassi. In particolare sulla base dei
pareri dei propri consulenti legali, Eni ritiene di aver
diritto ad un indennizzo corrispondente al valore di
mercato del contratto di servizio terminato da PDVSA
da determinarsi secondo la consolidata prassi internazionale sulla base dei profitti attesi per un importo corrispondente al valore attuale netto dei flussi di cassa
futuri che sarebbero stati prodotti dalle attività di
Dación. Eni ha stimato tale valore attuale conformemente al metodo adottato dall’industria petrolifera
con riferimento alla propria quota della produzione
futura del giacimento e ai relativi costi attesi di investimento e di esercizio attualizzando i flussi di cassa con
un tasso di sconto che remunera il costo del capitale e
il premio per il rischio specifico delle attività in oggetto. Da tale valutazione pienamente confermata da
esperti indipendenti risulta che il valore di mercato
delle immobilizzazioni dedicate al contratto di Dación
non è inferiore al loro valore di libro: conseguentemente le stesse non sono state oggetto di svalutazione.
In base alla convenzione ICSID, il lodo arbitrale di un
tribunale ICSID che riconosca a Eni il diritto ad un
indennizzo sarebbe vincolante per le parti e direttamente eseguibile al pari di una sentenza definitiva di un
tribunale appartenente alla giurisdizione di ciascuno
dei 143 Stati che hanno ratificato la Convenzione.
Pertanto qualora lo Stato del Venezuela rifiutasse il
volontario adempimento al lodo arbitrale e il pagamento dell’indennizzo, Eni potrebbe soddisfare il proprio credito su qualunque bene dello Stato del
Venezuela pressoché ovunque localizzato, salvo quanto previsto dalle leggi nazionali sulle immunità riconosciute agli Stati sovrani.
Nella voce Partecipazioni è compresa la quota del 60%
nella società Eni Russia BV che possiede il 100% del consorzio EniNeftegaz (Eni 60%; Enel 40%) che ha acquisito
l'intero capitale delle tre società russe – OAO Artic Gas,
OAO Urengoil e OAO Neftegaztechnologia – attive nella
ricerca e produzione di gas naturale, il 4 aprile 2007 in
esito all’aggiudicazione dell’asta per il secondo lotto
degli asset ex-Yukos nell’ambito della relativa procedura
di liquidazione. I due partner hanno attribuito a
Gazprom la call option sul 51% del consorzio esercitabile
entro 24 mesi a partire dalla data di aggiudicazione dell’asta. Eni valuta la partecipazione in Eni Russia BV sulla
base del metodo del patrimonio netto in quanto, sulla
base degli accordi in essere, si realizza la fattispecie di
controllo congiunto. L’equity interest applicato è quello
corrente del 60% che non tiene conto del possibile esercizio della call option da parte di Gazprom.
Capitale di esercizio netto
Il capitale di esercizio netto (4.645 milioni di euro) è
aumentato di 552 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2006 per effetto principalmente: (i) dell’acquisto
della partecipazione del 20% nella società di diritto russo
OAO Gazprom Neft (v. il successivo paragrafo
“Partecipazioni” del capitale di esercizio netto); (ii)
della rilevazione del credito a fronte del dividendo deliberato da OAO Gazprom Neft il 22 giugno 2007 e non
ancora distribuito. Questi incrementi sono stati parzialmente compensati: (i) dall’aumento dei debiti tributari e
del fondo imposte netto in relazione allo stanziamento
delle imposte sul reddito del periodo e alla circostanza
che le accise sui prodotti petroliferi venduti in Italia nella
prima metà del mese di dicembre sono versate nello
stesso mese (a differenza del regime ordinario che prevede il versamento nel mese successivo). Tali effetti sono
stati in parte assorbiti dal pagamento del saldo delle
imposte dovute per il 2006 dalle società residenti in
Italia; (ii) dalla variazione negativa del fair value di derivati di copertura cash flow hedge (892 milioni di euro)
posti in essere per stabilizzare i flussi di cassa attesi nel
45
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periodo 2008-2011 dalla vendita di circa il 2% del totale
delle riserve certe di idrocarburi al 31 dicembre 2006 in
considerazione delle acquisizioni di asset in produzione,
in sviluppo e in fase esplorativa realizzate nel 2007 nell’onshore del Congo dalla società francese Maurel &
Prom e nel Golfo del Messico dalla società statunitense
Dominion. Gli strumenti derivati posti in essere sono in
parte contratti di vendita a termine a prezzo fisso, in
parte opzioni di vendita e d’acquisto con identica data di
esercizio esercitabili al verificarsi di prezzi di mercato del
greggio di riferimento rispettivamente inferiori o superiori a quelli stabiliti. Le variazioni del fair value dei derivati in oggetto sono sospese a patrimonio netto a eccezione di quelle determinate essenzialmente da oscillazioni del prezzo di mercato all’interno di quelli previsti
dalle opzioni di vendita e d’acquisto (componente “time
value”) che sono imputate a conto economico fra gli
oneri finanziari (47 milioni di euro) in quanto inefficaci
ai fini della copertura. Tale fattore negativo è stato parzialmente assorbito dall’incremento del fair value di
strumenti finanziari derivati a copertura del rischio cambio per effetto essenzialmente del deprezzamento del
dollaro USA.
La voce del capitale di esercizio netto “Partecipazioni”
accoglie il valore attribuito alla partecipazione del 20%
nel capitale sociale di OAO Gazprom Neft, società quotata alla borsa di Londra con un flottante pari a circa il 5%
del capitale sociale, acquisita il 4 aprile 2007 in esito
all’aggiudicazione dell’asta per il secondo lotto degli
asset ex-Yukos nell’ambito della relativa procedura di
liquidazione. Tale classificazione è stata effettuata in
considerazione dell’opzione di acquisto attribuita a
Gazprom sull’intero 20% di OAO Gazprom Neft, esercitabile entro 24 mesi a partire dalla data di aggiudicazione
dell’asta, ad un prezzo corrispondente a quello di aggiudicazione (3,7 miliardi di dollari), detratti i dividendi e
aumentato degli eventuali aumenti di capitale, della
46
remunerazione finanziaria prevista contrattualmente e
dei costi accessori di finanziamento.
In applicazione della fair value option prevista dallo IAS
39, la partecipazione è valutata al fair value con imputazione degli effetti della variazione del fair value a conto
economico, anziché tra le riserve di patrimonio netto, al
fine di assicurare la simmetria con la rappresentazione a
conto economico del derivato rappresentato dalla relativa call option. Pertanto il valore di iscrizione della partecipazione è pari al suo fair value, espresso dalla quotazione di borsa, rettificato del fair value attribuito all’opzione di acquisto, e corrisponde al prezzo d’esercizio
dell’opzione al 30 giugno 2007.
Attività destinate alla vendita e connesso indebitamento finanziario netto.
Le attività destinate alla vendita e connesso indebitamento finanziario netto di 128 milioni di euro riguardano la cessione da parte del settore Ingegneria &
Costruzioni del gruppo Camom e della partecipazione
nella Haldor Topsoe.
Il gruppo Camom opera principalmente in Francia nel
settore delle manutenzioni di impianti industriali. La
vendita è stata definita nel mese di luglio 2007 ed è
soggetta ad autorizzazione da parte delle competenti
autorità Antitrust.
La Haldor Topsoe opera nel settore della progettazione e
realizzazione di catalizzatori e impianti di processo. La
vendita è prevista nel secondo semestre del 2007.
L’incidenza dei settori Exploration & Production, Gas &
Power e Refining & Marketing sul capitale investito netto
è dell’89% (90% al 31 dicembre 2006).
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Return On Average Capital Employed (ROACE)
Indice di rendimento del capitale investito. Per il Gruppo
è calcolato come rapporto tra l’utile netto adjusted,
prima degli interessi di terzi azionisti e rettificato degli
oneri finanziari netti correlati all’indebitamento finanziario netto dedotto il relativo effetto fiscale, e il capitale investito netto medio. L’effetto fiscale correlato agli
oneri finanziari è determinato in base all’aliquota del
33% prevista dalla normativa fiscale italiana. Il capitale
investito finale utilizzato per il calcolo del capitale inveCalcolato con riferimento ai dodici mesi
al 30 giugno 2007
(milioni di euro)
Utile netto adjusted
stito netto medio è rettificato dell’utile/perdita di
magazzino rilevata nell’esercizio al netto del relativo
effetto fiscale. Per i settori di attività il ROACE è calcolato
come rapporto tra l’utile netto adjusted e il capitale investito netto medio di competenza di ciascun settore, rettificando il capitale investito netto finale dell’utile/perdita di magazzino al netto del relativo effetto fiscale per i
settori dove il fenomeno è presente.
Exploration &
Production
Gas &
Power
Refining &
Marketing
Gruppo
6.316
2.922
622
10.454
Esclusione degli oneri finanziari correlati al debito
(al netto dell’effetto fiscale)
Utile netto adjusted unlevered
-
-
-
15
6.316
2.922
622
10.469
46.257
Capitale investito netto adjusted
- a inizio periodo
19.166
16.706
5.626
- a fine periodo
21.717
18.451
5.909
51.551
Capitale investito netto medio adjusted
20.442
17.579
5.768
48.904
30,9
16,6
10,8
21,4
ROACE adjusted (%)
Assumendo al 30 giugno 2007 l’esercizio da parte di
Gazprom delle opzioni per l’acquisto di OAO Gazprom
Neft e del 51% delle tre società ex-Yukos, il ROACE di
Calcolato con riferimento ai dodici mesi
al 30 giugno 2006
(milioni di euro)
Utile netto adjusted
Gruppo e del settore Exploration & Production si ridetermina rispettivamente in 22,1% e 33,6%.
Exploration &
Production
Gas &
Power
Refining &
Marketing
Gruppo
7.526
2.537
815
10.843
Esclusione degli oneri finanziari correlati al debito
(al netto dell’effetto fiscale)
Utile netto adjusted unlevered
-
-
-
29
7.526
2.537
815
10.872
19.998
17.479
4.919
47.122
Capitale investito netto adjusted
- a inizio periodo
- a fine periodo
19.166
16.594
4.512
45.599
Capitale investito netto medio adjusted
19.582
17.037
4.716
46.361
38,4
14,9
17,3
23,5
Exploration &
Production
Gas &
Power
Refining &
Marketing
Gruppo
7.279
2.862
629
11.018
ROACE adjusted (%)
Calcolato con riferimento ai dodici mesi
al 31 dicembre 2006
Utile netto adjusted
(milioni di euro)
Esclusione degli oneri finanziari correlati al debito
(al netto dell’effetto fiscale)
Utile netto adjusted unlevered
-
-
-
46
7.279
2.862
629
11.064
49.692
Capitale investito netto adjusted
- a inizio periodo
20.206
18.978
5.993
- a fine periodo
18.590
18.864
5.766
47.999
Capitale investito netto medio adjusted
19.398
18.921
5.880
48.846
37,5
15,1
10,7
22,7
ROACE adjusted (%)
47
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Leverage e indebitamento finanziario netto
Il “leverage” misura il grado di indebitamento della
società ed è calcolato come rapporto tra l’indebitamento finanziario netto e il patrimonio netto comprensivo
degli interessi 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
(milioni di euro)
Debiti finanziari e obbligazionari
Debiti finanziari a breve termine
Debiti finanziari a lungo termine
Disponibilità liquide ed equivalenti
Titoli non strumentali all’attività operativa
Crediti finanziari non strumentali all’attività operativa
Indebitamento finanziario netto
Patrimonio netto compresi gli interessi di terzi azionisti
Leverage
L’indebitamento finanziario netto al 30 giugno 2007 di
9.122 milioni di euro è aumentato di 2.355 milioni di
euro rispetto al 31 dicembre 2006.
I debiti finanziari e obbligazionari ammontano a
16.141 milioni di euro, di cui 9.061 milioni a breve termine (comprensivi delle quote in scadenza entro 12
mesi dei debiti finanziari a lungo termine di 930 milioni
di euro) e 7.080 milioni di euro a lungo termine.
relativa delle fonti di finanziamento tra mezzi di terzi e
mezzi propri, nonché per effettuare analisi di benchmark
con gli standard dell’industria. L’obiettivo del management nel medio termine è di mantenere una struttura
finanziaria solida sintetizzata da un valore del leverage
non superiore a 0,40.
31.12.2006
11.699
4.290
7.409
(3.985)
(552)
(395)
6.767
41.199
0,16
30.06.2007
16.141
9.061
7.080
(6.368)
(214)
(437)
9.122
42.296
0,22
Var. ass.
4.442
4.771
(329)
(2.383)
338
(42)
2.355
1.097
0,06
Il leverage, rapporto tra indebitamento finanziario netto
e patrimonio netto compresi gli interessi di terzi azionisti, passa dallo 0,16 al 31 dicembre 2006 allo 0,22 al 30
giugno 2007. Assumendo al 30 giugno 2007 l’esercizio
da parte di Gazprom delle opzioni per l’acquisto di OAO
Gazprom Neft e del 51% delle tre società ex-Yukos, il leverage si ridetermina in 0,14.
Prospetto delle principali variazioni del patrimonio netto
(milioni di euro)
Patrimonio netto compresi interessi di terzi azionisti al 31 dicembre 2006
Utile netto
Utili (perdite) iscritti direttamente a riserva da cash flow hedge
Dividendi distribuiti agli azionisti Eni
Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate
Acquisto di azioni proprie Eni SpA
Effetto relativo all’acquisto di azioni proprie da parte di società consolidate (Snam Rete Gas)
Differenze cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro
Altre variazioni
Totale variazioni
Patrimonio netto compresi interessi di terzi azionisti al 30 giugno 2007
Il patrimonio netto al 30 giugno 2007 (42.296 milioni
di euro) è aumentato di 1.097 milioni di euro rispetto al
31 dicembre 2006 per effetto essenzialmente dell’utile
netto del periodo prima degli interessi di terzi azionisti
(5.166 milioni di euro) i cui effetti sono stati parzialmente assorbiti dal pagamento dei dividendi, dalle per(5) Vedi a questo proposito il commento al capitale d’esercizio netto.
48
41.199
5.166
(528)
(2.384)
(227)
(339)
(196)
(350)
(45)
1.097
42.296
dite iscritte a riserva da cash flow hedge (528 milioni di
euro, al netto del relativo effetto fiscale di 317 milioni di
euro)5, dall’acquisto di azioni proprie e dall’impatto della
conversione dei bilanci delle imprese operanti in aree
diverse dall’euro.
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Prospetto di raccordo del risultato d’esercizio e del patrimonio netto di Eni SpA
con quelli consolidati
(milioni di euro)
Come da bilancio di esercizio di Eni SpA
Eccedenza dei patrimoni netti dei bilanci di esercizio,
comprensivi dei risultati di periodo, rispetto ai valori
di carico delle partecipazioni in imprese consolidate
Risultato periodo
Primo semestre
2006
2007
5.455
115
5.574
Patrimonio netto
31 dicembre
30 giugno
2006
2007
26.935
30.406
(722)
16.136
13.728
(1)
1.138
1.235
Rettifiche effettuate in sede di consolidamento per:
- differenza tra prezzo di acquisto e corrispondente
patrimonio netto contabile
(1)
- eliminazione rettifiche e accantonamenti di natura
esclusivamente fiscale e uniformità dei principi contabili
287
222
(1.435)
(1.095)
- eliminazione di utili infragruppo
(98)
53
(2.907)
(2.855)
(201)
42
1.244
56
(2)
- imposte sul reddito differite e anticipate
- altre rettifiche
5.613
Interessi di terzi
Come da bilancio consolidato
(338)
5.275
5.166
(311)
4.855
780
88
97
41.199
42.296
(2.170)
(2.068)
39.029
40.228
49
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Rendiconto finanziario riclassificato
e variazione dell’indebitamento
finanziario netto
Lo schema del rendiconto finanziario riclassificato è la
sintesi dello schema obbligatorio al fine di consentire il
collegamento tra il rendiconto finanziario che esprime la
variazione delle disponibilità liquide tra inizio e fine
periodo dello schema obbligatorio e la variazione dell’indebitamento finanziario netto tra inizio e fine periodo dello schema riclassificato. La misura che consente
tale collegamento è il “free cash flow” cioè l’avanzo o il
deficit di cassa che residua dopo il finanziamento degli
investimenti. Il free cash flow che è una misura di risultato non-gaap chiude alternativamente: (i) sulla variazione
di cassa di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottrat-
ti 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 di 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.
Rendiconto finanziario riclassificato (a)
(milioni di euro)
Primo semestre
2006
2007 Var. ass.
5.613
5.166
(447)
Utile netto
a rettifica:
- ammortamenti e altri componenti non monetari
- plusvalenze nette su cessioni di attività
- dividendi, interessi, imposte e altre variazioni
Flusso di cassa del risultato operativo prima della variazione del capitale di esercizio
Variazione del capitale di esercizio relativo alla gestione
Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati
Flusso di cassa netto da attività di esercizio
Investimenti tecnici
Investimenti in partecipazioni e imprese consolidate
2.575
(60)
5.583
13.711
1.004
(4.047)
10.668
(3.054)
(64)
2.871
(26)
4.370
12.381
923
(3.621)
9.683
(4.257)
(4.935)
296
34
(1.213)
(1.330)
(81)
426
(985)
(1.203)
(4.871)
Dismissioni e cessioni parziali di partecipazioni consolidate
Altre variazioni relative all’attività di investimento
Free cash flow
Investimenti e disinvestimenti relativi all’attività di finanziamento
Variazione debiti finanziari a breve e lungo
Flusso di cassa del capitale proprio
Variazioni area di consolidamento e differenze cambio sulle disponibilità
FLUSSO DI CASSA NETTO DEL PERIODO
104
80
7.734
466
(1.143)
(3.771)
(141)
3.145
176
206
873
230
4.634
(3.266)
(88)
2.383
72
126
(6.861)
(236)
5.777
505
53
(762)
Variazione dell'indebitamento finanziario netto
(milioni di euro)
Free cash flow
Debiti e crediti finanziari società disinvestite
Variazioni
Flusso di cassa del capitale proprio
VARIAZIONE DELL’INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO
Primo semestre
2006
2007 Var. ass.
7.734
873 (6.861)
1
(24)
(25)
117
62
(55)
(3.771) (3.266)
505
4.081
(2.355) (6.436)
(a) Per la riconduzione allo schema obbligatorio v. il paragrafo “Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori” alle
pagine 54 e 55.
50
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L’elevato flusso di cassa netto da attività di esercizio
(9.683 milioni di euro), su cui hanno inciso fattori di stagionalità, nonché gli incassi da dismissione e l’impatto
della conversione dei bilanci delle imprese operanti in
aree diverse dall’euro hanno assorbito in parte i fabbisogni connessi: (i) alle acquisizioni di partecipazioni e asset
(4,8 miliardi di euro) riferite essenzialmente alle partecipazioni in OAO Gazprom Neft e nelle tre società russe
attive nel gas in esito all’aggiudicazione dell’asta per il
Lotto 2 degli asset ex-Yukos (3.729 milioni di euro) e
all’acquisizione degli asset petroliferi onshore in Congo
(circa un miliardo di euro); (ii) agli investimenti tecnici
(4.257 milioni di euro); (iii) al pagamento del dividendo
2006 (2.611 milioni di euro, di cui 2.384 milioni di euro
da parte di Eni SpA riferiti al saldo del dividendo 2006,
149 e 71 milioni di euro rispettivamente da parte di
Snam Rete Gas SpA e Saipem SpA); (iv) all’acquisto di
azioni proprie da parte di Eni SpA (339 milioni di euro) e
di Snam Rete Gas SpA (336 milioni di euro).
Investimenti tecnici
Esercizio
2006
5.203
1.174
645
99
591
72
88
(39)
7.833
(milioni di euro)
Exploration & Production
Gas & Power
Refining & Marketing
Petrolchimica
Ingegneria & Costruzioni
Altre attività
Corporate e società finanziarie
Effetto eliminazione utili interni
Investimenti tecnici
Gli investimenti tecnici del primo semestre 2007
ammontano a 4.257 milioni di euro (3.054 milioni di
euro nel primo semestre 2006) di cui l’86,5% nei settori
Exploration & Production, Gas & Power e Refining &
Marketing, e hanno riguardato essenzialmente:
- lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi (1.965 milioni
di euro), in particolare in Kazakhstan, Egitto, Italia,
Angola e Congo e le attività di ricerca esplorativa (748
milioni di euro), con investimenti concentrati per il 92%
all’estero, in particolare in Egitto, Golfo del Messico,
Norvegia, Nigeria e Indonesia. Le attività di ricerca in
Italia hanno riguardato essenzialmente l’offshore della
Sicilia;
- lo sviluppo e il mantenimento delle reti di trasporto e
distribuzione del gas in Italia (329 milioni di euro) e il
potenziamento dei gasdotti di importazione (93 milioni
di euro);
- il proseguimento del programma di costruzione delle
centrali di generazione di energia elettrica (88 milioni di
euro);
- l’attività di raffinazione (214 milioni di euro) per il
miglioramento della flessibilità e delle rese degli impianti, tra cui la realizzazione di una nuova unità di hydro-
2006
2.114
410
232
34
224
14
26
3.054
Primo semestre
2007 Var. ass.
2.837
723
526
116
319
87
56
22
510
286
35
21
28
2
(54)
(54)
4.257
1.203
Var. %
34,2
28,3
37,5
64,7
127,7
150,0
7,7
..
39,4
cracking nella raffineria di Sannazzaro, nonché la realizzazione di nuovi punti vendita e la ristrutturazione di
quelli esistenti (85 milioni di euro);
- il settore Ingegneria & Costruzioni (510 milioni di
euro) per l’upgrading della flotta.
Il flusso di cassa del capitale proprio (3.266 milioni di
euro) ha riguardato il pagamento del dividendo 2006 di
complessivi 2.611 milioni di euro, di cui 2.384 milioni di
euro da parte di Eni SpA riferiti al saldo del dividendo
2006, 149 e 71 milioni di euro rispettivamente da parte
di Snam Rete Gas e Saipem SpA, e l’acquisto di azioni
proprie da parte di Eni SpA (339 milioni di euro) e di
Snam Rete Gas (336 milioni di euro).
Nel periodo 1° gennaio – 30 giugno 2007 sono state
acquistate 13,83 milioni di azioni proprie per il corrispettivo di 339 milioni di euro (in media 24,504 euro per
azione).
Dalla data di inizio del programma (1° settembre 2000),
sono state acquistate 349 milioni di azioni, pari all’8,71%
del capitale sociale, per il corrispettivo di 5.851 milioni di
euro (in media 16,774 euro per azione).
51
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / CO M M E N TO A I R I S U LTAT I ECO N O M I CO - F I N A N Z I A R I
Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione
sulla gestione a quelli obbligatori
Stato patrimoniale riclassificato
31 dicembre 2006
(milioni di euro)
Voci dello stato patrimoniale riclassificato
riferimento alle note
(dove non espressamente indicato, la componente
alla relazione semestrale
è ottenuta direttamente dallo schema legale)
consolidata
Capitale immobilizzato
Immobili, impianti e macchinari
Altre immobilizzazioni
Rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo
Attività immateriali
Partecipazioni valutate con il metodo
del patrimonio netto e Altre partecipazioni
Crediti finanziari e Titoli strumentali
all’attività operativa
Debiti netti relativi all’attività di investimento,
composti da:
Crediti relativi all’attività di disinvestimento
Crediti relativi all’attività di disinvestimento
Debiti per attività di investimento
Debiti per attività di investimento
Totale Capitale immobilizzato
Capitale di esercizio netto
Rimanenze
Crediti commerciali
Debiti commerciali
Debiti tributari e fondo imposte netto, composti da:
Passività per imposte correnti
Passività per imposte differite
Attività per imposte correnti
Attività per imposte anticipate
Altre attività per imposte
Fondi per rischi e oneri
Altre attività (passività) di esercizio:
Partecipazioni
Altre attività (passività), composte da:
Titoli strumentali all’attività operativa
Crediti finanziari strumentali all’attività operativa
Altri crediti
Altre attività (correnti)
Altri crediti e altre attività
Acconti e anticipi, Altri debiti
Altre passività (correnti)
Altri debiti, Altre passività
Totale Capitale di esercizio netto
Fondi per benefici ai dipendenti
Attività destinate alla vendita e connesso
indebitamento finanziario netto, composte da:
Attività destinate alla vendita
Passività direttamente associabili
ad attività destinate alla vendita
CAPITALE INVESTITO NETTO
52
30 giugno 2007
Valori parziali
Valori da
Valori parziali
da schema
schema
da schema
schema
obbligatorio
riclassificato
obbligatorio
riclassificato
(vedi nota 3 e nota 12)
44.312
629
1.827
3.753
45.999
614
1.899
3.962
4.246
5.209
557
366
(1.090)
(vedi nota 3)
(vedi nota 14)
(vedi nota 16 )
(vedi nota 23)
100
(vedi nota 16)
(vedi nota 14)
(vedi nota 2)
(vedi nota 3)
(vedi nota 3)
(vedi nota 14)
(vedi nota 16)
(vedi nota 23)
(1.178)
167
2
(1.166)
(26)
(vedi nota 3)
Valori da
7
(1.337)
(15)
54.234
56.871
4.752
15.230
(10.528)
(5.396)
4.936
13.388
(9.751)
(6.880)
(2.830)
(5.852)
658
1.725
903
(3.582)
(6.427)
589
1.650
890
(8.614)
(8.208)
(641)
2.581
(711)
420
242
3.080
855
89
(4.301)
(634)
(392)
518
299
3.587
697
366
(4.443)
(604)
(1.131)
(5.197)
(1.071)
(4.645)
(936)
128
193
(65)
47.966
51.418
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / CO M M E N TO A I R I S U LTAT I ECO N O M I CO - F I N A N Z I A R I
segue Stato patrimoniale riclassificato
Stato patrimoniale riclassificato
31 dicembre 2006
(milioni di euro)
Voci dello stato patrimoniale riclassificato
riferimento alle note
(dove non espressamente indicato, la componente
alla relazione semestrale
è ottenuta direttamente dallo schema legale)
consolidata
CAPITALE INVESTITO NETTO
Patrimonio netto compresi gli interessi
di terzi azionisti
Indebitamento finanziario netto
Debiti finanziari e obbligazioni, composti da:
Passività finanziarie a lungo termine
Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine
Passività finanziarie a breve termine
a dedurre:
Disponibilità liquide ed equivalenti
Titoli non strumentali all'attività operativa
Crediti finanziari non strumentali all’attività operativa,
composti da:
Crediti finanziari non strumentali
all’attività operativa
Altre attività finanziarie non strumentali
all’attività operativa
Totale Indebitamento finanziario netto (a)
COPERTURE
30 giugno 2007
Valori parziali
Valori da
Valori parziali
da schema
schema
da schema
schema
obbligatorio
riclassificato
obbligatorio
riclassificato
47.966
51.418
41.199
42.296
11.699
7.409
890
3.400
16.141
7.080
930
8.131
(3.985)
(552)
(6.368)
(214)
(395)
(437)
(vedi nota 3)
(143)
(192)
(vedi nota 12)
(252)
(vedi nota 2 )
Valori da
(245)
6.767
47.966
9.122
51.418
(a) Per maggiori dettagli sulla composizione dell'Indebitamento finanziario netto si veda anche la nota 19 alla relazione semestrale consolidata.
53
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Rendiconto finanziario riclassificato
(milioni di euro)
Voci del rendiconto finanziario riclassificato
e confluenze/riclassifiche delle voci
dello schema legale
Utile netto
a rettifica:
- ammortamenti e altri componenti non monetari
ammortamenti
rivalutazioni nette
variazione fondi per rischi e oneri
variazione fondo benefici per i dipendenti
- plusvalenze nette su cessioni di attività
- dividendi, interessi, imposte e altre variazioni
dividendi
interessi attivi
interessi passivi
differenze cambio
imposte sul reddito
Flusso di cassa del risultato operativo prima della variazione
del capitale di esercizio
Variazione del capitale di esercizio relativo alla gestione
rimanenze
crediti commerciali e diversi
altre attività
debiti commerciali e diversi
altre passività
Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati
dividendi incassati
interessi incassati
interessi pagati
imposte sul reddito pagate
Flusso di cassa netto da attività di esercizio
Investimenti tecnici
immobilizzazioni materiali
immobilizzazioni immateriali
Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d’azienda
partecipazioni
imprese entrate nell’area di consolidamento e rami d’azienda
acquisto di quote di partecipazioni in imprese consolidate
Dismissioni
immobilizzazioni materiali
immobilizzazioni immateriali
imprese uscite dall’area di consolidamento e rami d’azienda
partecipazioni
cessioni di quote di partecipazioni in imprese consolidate
Altre variazioni relative all’attività di investimento/disinvestimento
investimenti finanziari: titoli
investimenti finanziari: crediti finanziari
variazione debiti e crediti relativi all’attività di investimento e imputazione
di ammortamenti all’attivo patrimoniale
riclassifica: investimenti finanziari in titoli e crediti finanziari
non strumentali all’attività operativa
disinvestimenti finanziari: titoli
disinvestimenti finanziari: crediti finanziari
variazione debiti e crediti relativi all'attività di disinvestimento
riclassifica: disinvestimenti finanziari di titoli e crediti finanziari
non strumentali all’attività operativa
Free cash flow
54
Primo semestre 2006
Primo semestre 2007
Valori parziali
Valori da
Valori parziali
da schema
schema
da schema
schema
obbligatorio
riclassificato
obbligatorio
riclassificato
5.613
5.166
2.575
2.846
(305)
38
(4)
Valori da
2.871
3.269
(258)
(80)
(60)
(60)
5.583
(57)
(164)
298
(41)
5.547
(26)
4.370
(131)
(301)
197
(68)
4.673
13.711
1.004
(493)
1.109
(206)
748
(154)
12.381
923
(158)
1.317
77
(158)
(155)
(4.047)
283
157
(86)
(4.401)
(3.621)
307
209
(169)
(3.968)
10.668
(3.054)
(2.588)
(466)
9.683
(4.257)
(3.353)
(904)
(64)
(12)
(45)
(7)
(4.935)
(3.850)
(1.085)
104
70
5
5
7
17
176
145
13
8
10
80
206
(281)
(305)
(71)
(408)
(179)
91
16
606
728
(23)
106
307
503
14
(482)
(336)
7.734
873
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / CO M M E N TO A I R I S U LTAT I ECO N O M I CO - F I N A N Z I A R I
segue Rendiconto finanziario riclassificato
Rendiconto finanziario riclassificato
(milioni di euro)
Voci del rendiconto finanziario riclassificato
e confluenze/riclassifiche delle voci
dello schema legale
Free cash flow
Investimenti e disinvestimenti relativi all’attività di finanziamento
riclassifica: investimenti finanziari in titoli e crediti finanziari
non strumentali all’attività operativa
riclassifica: disinvestimenti finanziari di titoli e crediti finanziari
non strumentali all’attività operativa
Variazione debiti finanziari correnti e non correnti
assunzione debiti finanziari non correnti
rimborsi di debiti finanziari non correnti
incremento (decremento) di debiti finanziari correnti
Flusso di cassa del capitale proprio
apporti netti di capitale proprio da terzi
dividendi distribuiti ad azionisti Eni
dividendi distribuiti ad azionisti terzi
acquisto netto di azioni proprie
acquisto netto di azioni proprie diverse dalla controllante
Variazione area di consolidamento e differenze cambio sulle disponibilità
effetto della variazione dell’area di consolidamento
(inserimento/esclusione di imprese divenute rilevanti/irrilevanti)
effetto delle differenze di cambio da conversione sulle disponibilità
liquide ed equivalenti
Flusso di cassa netto del periodo
Primo semestre 2006
Primo semestre 2007
Valori parziali
Valori da
Valori parziali
da schema
schema
da schema
schema
obbligatorio
riclassificato
obbligatorio
riclassificato
7.734
466
(16)
Valori da
873
230
(106)
482
336
(1.143)
2.603
(2.825)
(921)
4.634
2.351
(2.422)
4.705
(3.771)
(3.266)
(2.400)
(220)
1
(2.384)
(227)
(960)
(191)
(319)
(337)
(141)
(1)
(88)
(4)
(140)
(84)
3.145
2.383
55
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A LT R E I N F O R M A Z I O N I
Altre informazioni
Modifiche statutarie e nomina
del Dirigente preposto alla redazione
dei documenti contabili societari
Al fine di adeguare lo Statuto di Eni SpA a quanto richiesto dal Decreto Legislativo 24 febbraio 1998, n. 58, a
seguito delle modifiche ad esso apportate dal Decreto
Legislativo 29 dicembre 2006, n. 303, l’Assemblea
degli azionisti tenutasi il 24 maggio 2007 ha deliberato di modificare:
l’art. 17.3 affinché:
- sia chiarito che i soggetti che controllano l’azionista,
le società da essi controllate e quelle sottoposte a
comune controllo non possano presentare né concorrere alla presentazione di altre liste per l’elezione del
Consiglio di Amministrazione oltre a quella presentata
dall’azionista medesimo, né votarle, nemmeno per
interposta persona o per il tramite di società fiduciarie;
- almeno un amministratore, se il Consiglio di Amministrazione è composto da un numero di membri non
superiore a cinque, ovvero tre amministratori, se il
Consiglio è composto da un numero di membri superiore a cinque, posseggano i requisiti di indipendenza
stabiliti per i sindaci delle società quotate;
- nelle liste per l’elezione del Consiglio di Amministrazione siano espressamente individuati i candidati in
possesso dei requisiti di indipendenza;
- gli amministratori nominati comunichino alla società
l’eventuale perdita dei requisiti di indipendenza e onorabilità, nonché la sopravvenienza di cause di ineleggibilità o incompatibilità;
- il Consiglio di Amministrazione valuti periodicamente
l’indipendenza e l’onorabilità degli amministratori, nonché l’inesistenza di cause di ineleggibilità o incompatibilità, ai fini dell’eventuale dichiarazione di decadenza;
56
- i tre decimi degli amministratori siano tratti da liste
non collegate in alcun modo, nemmeno indirettamente, con i soci che hanno presentato o votato la lista
risultata prima per numero di voti;
- venga attivato un meccanismo, suppletivo rispetto al
sistema di elezione ordinario, che assicuri comunque la
presenza del numero minimo di amministratori indipendenti in Consiglio;
l’art. 24.1 affinché:
- il Consiglio valuti periodicamente l’onorabilità dei Direttori Generali;
- siano individuati gli specifici requisiti di professionalità del Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili;
- il Consiglio di Amministrazione vigili affinché il
Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari disponga di adeguati poteri e mezzi per l’esercizio dei compiti a lui attribuiti nonché sul rispetto
effettivo delle procedure amministrative e contabili;
l’art. 28.1 affinché:
- i sindaci possano assumere incarichi di componente
di organi di amministrazione e controllo in altre società
nei limiti fissati dalla Consob con proprio regolamento;
l’art. 28.2 affinché:
- per la presentazione, deposito e pubblicazione delle
liste per l’elezione del Collegio Sindacale si applichino
le procedure che lo statuto detta per l’elezione del
Consiglio di Amministrazione nonché le disposizioni
emanate dalla Consob con proprio regolamento;
- il Collegio Sindacale possa radunarsi per video o teleconferenza.
L’Assemblea, in pari data, ha modificato altresì l’art.
13.1 dello Statuto al fine di individuare espressamente
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“Il Sole 24 Ore”, “Corriere della Sera” e “Financial Times”
quali quotidiani su cui pubblicare l’avviso di convocazione dell’assemblea.
Nella riunione del 20 giugno 2007, il Consiglio di
Amministrazione ha nominato, con il parere favorevole
del Collegio Sindacale, il Chief Financial Officer di Eni
SpA, Marco Mangiagalli, Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari di Eni, ai sensi
dell’art. 154–bis del Decreto Legislativo n. 58/1998,
ritenendo adeguati i poteri e i mezzi a sua disposizione
per lo svolgimento delle sue funzioni. Nella stessa riunione sono state approvate le linee guida su "Il Sistema
di Controllo Eni sull'Informativa Societaria" predisposte
dal Dirigente preposto che definiscono le norme e le
metodologie per l'istituzione e il mantenimento nel
tempo del sistema di controllo interno sull’informativa
Eni a rilevanza esterna (informativa societaria) nonchè
per la valutazione della sua efficacia.
Indagini della Magistratura
Relativamente alle indagini della Magistratura milanese
sugli appalti commessi dalla controllata EniPower e sulle
forniture di altre imprese alla stessa EniPower, non sono
stati registrati sviluppi rispetto a quanto rappresentato
nel bilancio consolidato di Eni per l’esercizio 2006.
Nell’ambito di un’iniziativa giudiziaria in corso che vede
coinvolti due ex dirigenti di Eni, che avrebbero percepito
somme di denaro per favorire la conclusione di rapporti
contrattuali con società operanti nel trading internazionale di prodotti petroliferi, il 10 marzo 2005 la Procura
della Repubblica di Roma ha notificato a Eni SpA due
provvedimenti di sequestro di documentazione afferente i rapporti fra Eni e le due società; nel procedimento
Eni è parte offesa. Il pubblico ministero ha depositato
richiesta di archiviazione non essendo stati raccolti elementi idonei a sostenere l’accusa in giudizio.
Consorzio TSKJ – Indagini della SEC
e di altre Autorità
Relativamente alle indagini della Securities and Exchange
Commission degli USA (SEC) e di altre Autorità sul consorzio TSKJ partecipato al 25% dalla Snamprogetti (Eni
43,51%), in merito alla costruzione in Nigeria (Bonny
Island) di impianti di liquefazione di gas naturale, non
sono stati registrati sviluppi rispetto a quanto rappresentato nel bilancio consolidato di Eni per l’esercizio 2006.
Misurazione del gas
Nel maggio 2007 è stato notificato a Eni SpA e altre
società del Gruppo un provvedimento di sequestro di
documenti nell’ambito del procedimento n.11183/06
RGNR avviato dalla Procura della Repubblica presso il
Tribunale di Milano. L’atto è stato notificato anche a
cinque top manager del Gruppo oltre a società terze e
loro dirigenti. Nell’atto istruttorio sono ipotizzati comportamenti in violazione di legge, a partire dall’anno
2003, con riferimento all’utilizzo degli strumenti di
misurazione del gas, al relativo pagamento delle accise
e alla fatturazione ai clienti nonché ai rapporti con le
Autorità di Vigilanza. Le violazioni contestate si riferiscono tra l’altro a fattispecie di reato previste dal
Decreto Legislativo 8 giugno 2001, n.231, che prevede
la responsabilità amministrativa della società per i reati
commessi da propri dipendenti nell’interesse o a vantaggio della società stessa. Ciò ha comportato la notifica della relativa informazione di garanzia anche alle
società (per quanto riguarda il gruppo Eni: Eni SpA,
Snam Rete Gas e Italgas) e altre società terze. Le società
del Gruppo stanno cooperando con le Autorità competenti in relazione alla predetta indagine.
Attività dei Comitati del Consiglio
di Amministrazione
Comitato per il controllo interno
Il Comitato, costituito all’interno del Consiglio di
Amministrazione, ha funzioni propositive e consultive
nei confronti del Consiglio stesso.
Nella riunione del 29 marzo 2007, il Consiglio ha approvato il nuovo regolamento del Comitato (il testo è
disponibile sul sito Internet di Eni) a seguito dell’adozione del Codice di Autodisciplina di Eni in adesione al
Codice promosso da Borsa Italiana. Nella riunione del 7
giugno 2007, il Consiglio ha adeguato la composizione
del Comitato che, secondo quanto prevede il citato
Codice di Autodisciplina di Eni, è composto da un numero massimo di quattro componenti (non esecutivi e in
maggioranza indipendenti) e cioè di un numero di
membri inferiore alla maggioranza dei membri del
Consiglio. Il Comitato è composto da: Marco Reboa
(consigliere indipendente, Presidente del Comitato);
Alberto Clô (consigliere indipendente); Renzo Costi
(consigliere indipendente); Pierluigi Scibetta (consigliere indipendente).
Nel corso del primo semestre 2007 il Comitato si è riunito 8 volte, con la partecipazione media del 73% dei
suoi componenti e ha esaminato i seguenti principali
argomenti: (i) il consuntivo delle attività del 2006 (audit
57
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operational, attività di vigilanza 231, attività di monitoraggi indipendente SOA e attività non ricorrenti), con
evidenza dei key performance indicator della Funzione
Internal Audit di Eni; (ii) il Piano integrato di audit Eni per
il 2007, per la successiva approvazione da parte del CdA
Eni; (iii) il Manuale Operativo delle attività di Internal
Audit Eni e la nuova metodologia di valutazione delle
risultanze dell’attività di auditing (Risk Scoring Index); (iv)
il nuovo modello organizzativo dell’Internal Audit di Eni,
varato nel corso del 2007; (v) il consuntivo delle attività
del 2006 e il Piano di audit per il 2007 della Funzione
Internal Audit di Saipem e di quella della Snam Rete Gas;
(vi) le risultanze degli interventi di audit programmati e
non programmati emessi nel periodo 1° gennaio 2007 –
19 giugno 2007 dalla Funzione Internal Audit di Eni, nonché gli esiti del monitoraggio sullo stato di attuazione
delle azioni correttive programmate dalle Linee operative per il superamento dei rilievi riscontrati in corso di
audit; (vii) i report periodici sulle segnalazioni ricevute,
nonché l’informativa tempestiva sulle segnalazioni
riguardanti il top management; (viii) le risultanze di verifiche svolte dall’Internal Audit di Eni a fronte di specifiche
richieste degli Organi di Controllo; (ix) l’informativa su
alcune indagini avviate da parte dell’Autorità Giudiziaria
e/o su esposti presentati da Eni a tutela della propria
reputazione con riferimento a illeciti/eventi relativi ad
Eni stessa o a società controllate, nonché sulle decisioni
adottate dalle società/strutture interessate; (x) le policy
Eni in materia di copertura dei rischi finanziari; (xi) i principali aspetti della riorganizzazione delle attività di
approvvigionamento del Gruppo; (xii) la “Raccomandazione sul sistema di controllo contabile interno”
rilasciata dalla società di revisione per il bilancio 2005;
(xiii) le connotazioni essenziali dei bilanci di esercizio e
consolidati al 31 dicembre 2006, incontrando a tal fine i
massimi livelli delle funzioni amministrative di Eni e delle
principali società controllate, i Presidenti o altri componenti del Collegio Sindacale di ciascuna società e i partner
delle società di revisione incaricate di esprimere il giudizio
sui singoli bilanci; (xiv) gli aspetti principali del Form 20-F;
(xv) la relazione sull’assetto amministrativo e contabile di
Eni SpA; (xvi) l’informativa periodica sull’attività svolta
dall’Organismo di Vigilanza costituito ai sensi del D.Lgs. n.
231/2001; (xvii) la Relazione sul Sistema di Controllo
Interno da inserire nel capitolo sulla Corporate Governance
del Bilancio 2006; (xviii) la proposta di nomina del
Responsabile Internal Audit Eni come Preposto al
Controllo Interno della società; (xix) la proposta di nomina del Chief Financial Officer a Dirigente preposto alla
redazione dei documenti contabili societari, la verifica
dell’adeguatezza dei relativi poteri e mezzi nonché le linee
guida su “Il Sistema di Controllo Eni sull’Informativa
58
Societaria – Norme e Metodologie” successivamente
approvato nel CdA del 20 giugno; (xx) l’informativa sul
Gruppo di Lavoro costituito per dar seguito agli adempimenti previsti dalle disposizioni degli articoli 18-ter e 18sexies del Regolamento Consob n. 11971.
Compensation Committee
Il Compensation Committee ha funzioni propositive nei
confronti del Consiglio di Amministrazione in materia di
remunerazione degli amministratori con deleghe e dei
componenti dei comitati di amministratori costituiti dal
Consiglio nonché, su indicazioni dell’Amministratore
Delegato, in materia di: (i) piani di incentivazione di breve
e di lungo termine, anche a base azionaria; (ii) criteri generali per la remunerazione dei dirigenti con responsabilità
strategica; (iii) obiettivi e risultati dei piani di performance
e incentivazione. Il Comitato è composto da Mario Resca
(Presidente), Renzo Costi, Marco Pinto e Pierluigi Scibetta.
Il Compensation Committee nel corso del primo semestre
2007 si è riunito 3 volte e in particolare ha: (i) formulato al
Consiglio la proposta di revisione del Regolamento del
Comitato sulla base delle disposizioni del Codice di
Autodisciplina delle società quotate in borsa, nella versione emanata da Borsa Italiana nel marzo 2006, nonché del
Codice di autodisciplina di Eni approvato dal Consiglio nel
dicembre 2006 (il nuovo Regolamento, approvato nel
marzo 2007, è disponibile sul sito Internet di Eni); (ii) esaminato gli obiettivi del piano di performance e incentivazione per l’anno 2007 e verificato i risultati dell’anno
2006, ai fini dell’approvazione del Consiglio; (iii) formulato al Consiglio la proposta di remunerazione variabile del
Presidente e dell’Amministratore Delegato sulla base dei
risultati dell’anno 2006; (iv) esaminato il posizionamento retributivo dei dirigenti con responsabilità strategica
e i criteri della politica retributiva annuale, per la formulazione della relativa proposta al Consiglio.
Osservatorio Petrolifero Internazionale
(Oil & Gas Committee)
L’Osservatorio Petrolifero Internazionale (Oil & Gas
Committee) ha il compito di monitorare l’andamento dei
mercati petroliferi e di approfondire tematiche che assumono maggiore rilevanza strategica per Eni. Il Comitato
è composto da Alberto Clô (Presidente), Dario Fruscio,
Marco Reboa e Paolo Scaroni.
Nel corso del primo semestre 2007 l’Osservatorio
Petrolifero Internazionale si è riunito quattro volte per
esaminare il Master Plan 2008-2020, documento chiave
del processo di formazione delle strategie industriali di
Eni. In particolare, la prima riunione è stata dedicata alla
conclusione delle riflessioni sulle tendenze del sistema
energetico mondiale al 2020 – oggetto dello Scenario
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A LT R E I N F O R M A Z I O N I
Evolutivo (prima parte del Master Plan). Nel corso delle
altre riunioni sono state esaminate le sfide più importanti dell’industria energetica, il posizionamento Eni
rispetto a queste sfide, la Vision e le Direttrici Strategiche
del Master Plan proposte per il lungo termine.
Gli ammontari dei rapporti di natura commerciale e
diversa e di natura finanziaria con le parti correlate e la
descrizione della tipologia delle operazioni più rilevanti
sono evidenziate nella nota n. 34 alla relazione semestrale consolidata.
Rapporti con parti correlate
Piani di incentivazione dei dirigenti con
azioni Eni
Le operazioni compiute da Eni con le parti correlate,
individuate dallo IAS 24, riguardano essenzialmente lo
scambio di beni, la prestazione di servizi, la provvista e
l’impiego di mezzi finanziari con le imprese controllate e
collegate escluse dall’area di consolidamento, nonché
con altre società possedute o controllate dallo Stato.
Tutte le operazioni fanno parte dell’ordinaria gestione,
sono regolate a condizioni di mercato, cioè alle condizioni che si sarebbero applicate fra due parti indipendenti, e sono compiute nell’interesse delle imprese del
Gruppo.
Gli amministratori, i direttori generali e i dirigenti con
responsabilità strategiche dichiarano semestralmente
l’eventuale esecuzione di operazioni effettuate con Eni
SpA e con le imprese controllate dalla stessa, anche per
interposta persona o da soggetti a essi riconducibili
secondo le disposizioni dello IAS 24.
Anno
Impegni 2003
Impegni 2004
Impegni 2005
Al 5 settembre 2007
Azioni assegnate
Impegni decaduti
Impegni in essere
Stock option
Nel Bilancio 2006 sono descritte le caratteristiche dei
Piani di stock option 2002-2004 e 2005 che prevedono
l’assegnazione annuale di diritti di opzione, da esercitarsi dopo tre anni, per l’acquisto di azioni proprie nel
rapporto di 1 a 1.
Il Consiglio di Amministrazione di Eni con delibera del 25
luglio 2007, avvalendosi delle facoltà attribuitegli
dall’Assemblea degli Azionisti, ha approvato il programma 2007 del Piano di stock option 2006-2008 che prevede l’assegnazione fino ad un massimo di 8.000.000 di
diritti per l’acquisto di un corrispondente numero di
L’Assemblea degli Azionisti del 25 maggio 2006 ha
approvato il Piano di stock option 2006-2008 e ha autorizzato il Consiglio di Amministrazione a disporre fino
ad un massimo di 30.000.000 di azioni proprie per l’attuazione del Piano conferendo allo stesso Consiglio il
potere di redigere i programmi annuali di assegnazione
e i relativi regolamenti.
Nell’anno 2007 non è prevista l’attuazione di Piani di
incentivazione con azioni Eni da assegnare a titolo gratuito (stock grant).
Stock grant
Nel Bilancio 2006 sono descritte le caratteristiche dei
Piani di stock grant. Di seguito sono fornite le informazioni aggiornate al 5 settembre 2007 relative agli
impegni di assegnazione ancora in essere, alle azioni
assegnate e agli impegni decaduti.
N. dirigenti
816
779
872
N. azioni
1.206.000
1.035.600
1.303.400
3.545.000
(2.584.800)
(36.900)
923.300
azioni proprie. I diritti assegnati sono esercitabili dopo
tre anni in percentuale compresa tra zero e 100 in funzione del posizionamento del rendimento totale per l’azionista (Total Shareholder Return) del titolo Eni rispetto
a quello delle altre sei maggiori compagnie petrolifere
internazionali per capitalizzazione, rilevato negli anni
2007, 2008 e 2009.
Di seguito sono fornite le informazioni aggiornate al 5
settembre 2007 relative ai diritti di opzione assegnati,
ai relativi prezzi di esercizio, alle opzioni esercitate e a
quelle decadute nel periodo 2002-2007.
59
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A LT R E I N F O R M A Z I O N I
Anno
N. dirigenti
2002
2003
2004
2005
2006
2007
314
376
381
388
338
332
Prezzo di esercizio
(euro)
15,216 (a)
13,743 (b)
16,576 (a)
22,512 (c)
23,119 (c)
27,451 (a)
Al 5 settembre 2007
Opzioni esercitate
2002
2003
2004
2005
2006
N. opzioni
3.518.500
4.703.000
3.993.500
4.818.500
7.050.000
6.110.500
30.194.000
(3.325.500)
(4.212.100)
(1.444.500)
(948.000)
(53.700)
(9.983.800)
Opzioni decadute
2002
2003
2004
2005
2006
2007
(79.500)
(120.500)
(72.000)
(58.500)
(235.700)
(20.300)
(586.500)
Opzioni in essere
2002
2003
2004
2005
2006
2007
113.500
370.400
2.477.000
3.812.000
6.760.600
6.090.200
19.623.700
(a) Media aritmetica dei prezzi ufficiali sul Mercato Telematico Azionario nel mese precedente l’assegnazione.
(b) Costo medio delle azioni proprie in portafoglio il giorno precedente la data di assegnazione (superiore alla media di cui alla nota 1).
(c) Media ponderata delle medie aritmetiche dei prezzi ufficiali sul Mercato Telematico Azionario nel mese precedente le date di assegnazione.
Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura
del semestre
I fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del semestre
sono indicati nel commento all’andamento operativo
dei settori di attività.
Evoluzione prevedibile della gestione
Le previsioni sull’andamento nel 2007 sono confermate
positive, in particolare:
- produzione giornaliera di idrocarburi: in linea con
2006 (1,77 milioni di boe/giorno nel 2006), assumendo
uno scenario di riferimento del prezzo medio del Brent
per il 2007 di 55 dollari/barile. Gli impatti delle fermate
di impianti connesse al protrarsi delle tensioni locali in
Nigeria e della perdita della produzione di Dación in
Venezuela, nonché il declino produttivo dei giacimenti
maturi saranno compensati dal contributo degli asset
60
acquisiti nel Golfo del Messico e in Congo, nonché dal
build-up della produzione di gas libico;
- volumi venduti di gas nel mondo: in lieve aumento
rispetto al 2006 (97,48 miliardi di metri cubi nel 2006),
assumendo condizioni climatiche normali per la restante
parte dell’anno, per effetto della crescita attesa in termini di quota di mercato e di volumi nelle aree di consumo
target del resto d’Europa, in particolare in Spagna, Francia
e Germania/Austria. Le vendite in Italia sono previste in
linea con il 2006 per effetto del recupero atteso nella
seconda metà dell’anno in particolare nel segmento residenziale in relazione alle azioni commerciali intraprese;
- vendite di energia elettrica: previste in aumento di circa
il 4% rispetto al 2006 (31,03 TWh nel 2006) per effetto
dello sviluppo dell’attività di commercializzazione;
- lavorazioni in conto proprio: sostanzialmente stabili
rispetto al 2006 (38,04 milioni di tonnellate nel 2006).
Le maggiori lavorazioni programmate sulle raffinerie di
Livorno, Gela e Sannazzaro compenseranno l’effetto
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A LT R E I N F O R M A Z I O N I
della cessazione del contratto di lavorazione sulla raffineria di terzi di Priolo;
- vendite di prodotti petroliferi rete: in leggero aumento rispetto al 2006 (12,48 milioni di tonnellate nel 2006)
per la crescita attesa nel resto d’Europa in relazione al
maggiore numero di impianti anche per le acquisizioni
nei mercati target. In Italia le vendite sono previste stabili, nonostante la previsione di calo dei consumi nazionali, supportate dalle azioni commerciali intraprese.
Nel 2007 sono previsti investimenti tecnici per 10,6
miliardi di euro, compresi gli investimenti per lo sviluppo degli asset petroliferi acquisiti, in crescita del 35%
rispetto al 2006, di cui l’86% riguarderà i settori
Exploration & Production, Gas & Power e Refining &
Marketing. Sono inoltre previsti esborsi per circa 9,4
miliardi di euro per acquisizioni di asset e di partecipazioni, di cui 4,8 miliardi di euro per le operazioni conclu-
se nel primo semestre (asset ex-Yukos e asset petroliferi
in Congo) e il residuo di 4,6 miliardi di euro per le transazioni il cui closing si rifletterà nei flussi finanziari del
secondo semestre (in particolare asset petroliferi nel
Golfo del Messico e asset di raffinazione e marketing di
prodotti petroliferi in Europa Centro Orientale). Qualora
Gazprom esercitasse entro il 2007 le opzioni d’acquisto
del 20% di OAO Gazprom Neft e del 51% degli asset gas
ex-Yukos, gli investimenti complessivi netti si ridurrebbero a circa 16,5 miliardi di euro. Sulla base degli esborsi programmati per gli investimenti e la remunerazione
del capitale proprio e assumendo uno scenario di prezzo
medio annuo del Brent di 55 dollari/barile, Eni prevede a
fine esercizio un leverage che si collocherà nella parte
inferiore o superiore dell’intervallo 0,3-0,4 in funzione
dell’esercizio o meno da parte di Gazprom delle predette opzioni d’acquisto.
61
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / I M P EG N O P E R LO S V I LU P P O S OS T E N I B I L E
Impegno per lo sviluppo sostenibile
INTRODUZIONE
La Sostenibilità è per Eni parte integrante della propria
cultura e rappresenta il motore di un processo di
miglioramento continuo all’interno dell’azienda. Il percorso intrapreso nel 2006, per rendere sempre più
integrata, trasversale e trasparente la gestione della
Sostenibilità, ha permesso al titolo Eni di entrare a far
parte del Dow Jones Sustainability Indexes World e del
FTSE4Good Index, i prestigiosi indici borsistici mondiali
a cui accedono soltanto le società eccellenti nella
gestione sostenibile delle proprie attività.
L’azione di Eni, che è orientata a valorizzare le persone,
a contribuire allo sviluppo e al benessere delle comunità nelle quali opera, a rispettare l’ambiente, a investire nell’innovazione tecnologica, a perseguire l’efficienza energetica e a mitigare i rischi del cambiamento climatico, ha visto il raggiungimento di alcune tappe
importanti nel primo semestre del 2007.
È stato formalizzato il nuovo modello organizzativo di
Sostenibilità attraverso l’emanazione di Linee Guida
che ne definiscono i processi di pianificazione, attuazione, controllo e reportistica, comunicazione e coinvolgimento degli stakeholder.
I ruoli e le responsabilità sono individuati in modo trasversale, diffusi all’interno di tutte le strutture di Eni e integrati con i sistemi esistenti. L’attività di controllo verifica, e
quindi riporta ai vertici, l’avanzamento dei progetti e le
performance di Sostenibilità. La comunicazione viene
arricchita di nuovi processi e strumenti che ne garantiscono la coerenza, l’affidabilità e la trasparenza.
Il Consiglio di Amministrazione ha approvato, contestualmente al Bilancio di Esercizio 2006, il primo
Bilancio di Sostenibilità, che contiene gli impegni e le
azioni di Eni in risposta alle sfide della Sostenibilità,
nonché la rendicontazione dei risultati raggiunti sui
temi della governance, delle persone, dell’ambiente e
62
dell’innovazione tecnologica, delle relazioni con i territori e con i clienti. Il Bilancio di Sostenibilità è stato
presentato agli azionisti in occasione dell’Assemblea
annuale del 24 maggio. Nella stessa data è avvenuto il
lancio della nuova sezione di Sostenibilità all’interno del
sito Internet di Eni e di un sito dedicato alla sostenibilità
sulla rete Intranet aziendale. La sezione “Sostenibilità” di
www.eni.it è stata completamente ristrutturata, per
permettere ai lettori del Bilancio di Sostenibilità di
approfondire i diversi temi trattati all’interno del documento.
Il sito Intranet di Sostenibilità ha come obiettivo primario informare le persone di Eni sui vari aspetti dello
sviluppo sostenibile, utilizzando diversi strumenti di
comunicazione (grafici interattivi, dossier, interviste,
video, immagini) per offrire agli utenti differenti gradi
di approfondimento dei contenuti proposti. Il sito si
propone di rafforzare la cultura interna coinvolgendo
le persone di Eni nel percorso e negli impegni intrapresi dall’azienda sui temi di Sostenibilità.
Infine, nell’ambito delle attività di informazione e comunicazione, Eni ha lanciato la campagna di informazione
30PERCENTO, che si propone, attraverso 24 consigli
semplici ed efficaci, di diffondere comportamenti virtuosi fra le famiglie, che possono risparmiare fino al 30%
della bolletta energetica contribuendo al contempo a
salvaguardare l’ambiente. La campagna si è sviluppata
attraverso l’utilizzo dei tradizionali mezzi di comunicazione (tv, stampa, radio, cinema, affissioni) focalizzandosi in particolare su quelli ad alto contenuto informativo
come Internet ed un opuscolo a grande distribuzione.
L’iniziativa ha riscosso da parte del pubblico un alto gradimento: nel periodo compreso fra il 15 maggio e il 30
giugno sono stati registrati 269.783 accessi al sito della
campagna. Eni sta attualmente svolgendo, in collaborazione con Eurisko, una ricerca per valutare l’effettiva inci-
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denza della campagna sui comportamenti delle famiglie.
Per quanto riguarda le politiche di Sostenibilità, nell’aprile 2007 sono state emanate le Linee Guida per la
Tutela e la Promozione dei Diritti Umani, con l’obiettivo di esplicitare e rafforzare l’impegno di Eni in materia
di Diritti Umani. Rispetto al Codice di Comportamento,
che già conteneva l’impegno da parte di Eni a operare
all’interno del quadro definito dalle principali
Convenzioni Internazionali, le nuove Linee Guida definiscono i principi di riferimento e i comportamenti specifici da adottare nello svolgimento delle attività aziendali
gestite direttamente da Eni e di quelle in partecipazione
con i business partner. In attuazione delle Linee Guida,
sono state inserite clausole relative alla tutela dei Diritti
Umani nell’ambito dei contratti con fornitori di servizi di
security, in Italia e all’estero.
Nel marzo del 2007 è stato lanciato il Progetto Welfare,
con l’obiettivo di identificare e attuare una serie di azioni
capaci di migliorare la qualità della vita e il benessere
delle persone Eni, aumentando quindi la loro soddisfazione rispetto all’azienda di cui fanno parte. Le aree di intervento del Progetto sono il benessere psicofisico, la conciliazione fra vita privata e vita lavorativa, la creazione di
opportunità per il tempo libero e la salute. Riguardo a
quest’ultimo ambito di azione è stato avviato nel 2007
anche il Progetto Salute, il cui fine è migliorare quindi lo
“stato di salute generale” dell’azienda, mettendo a disposizione delle persone di Eni tutti i mezzi formativi, informativi e materiali per una corretta gestione dei fattori di
stress che possono nuocere alla loro salute.
Nei primi mesi dell’anno 2007 sono state condotte consultazioni con numerose organizzazioni non governative
e associazioni, tra cui Legambiente, WWF, Amnesty
International, Transparency International. Le consultazioni
hanno riguardato sia la strategia aziendale sulla
Sostenibilità, sia tematiche specifiche come l’efficienza
energetica, le fonti rinnovabili, la ricerca e l’innovazione,
le politiche anticorruzione, sia casi Paese e, in particolare, la Nigeria. Infine, Eni ha aderito alla Dichiarazione
“Caring for the Climate: The Business Leadership Platform”,
sottoscritta dalle imprese leader del Global Compact
delle Nazioni Unite, che riconoscono il problema del
cambiamento climatico ed esprimono la volontà di
combatterlo, sviluppando ricerche e azioni di riduzione
delle emissioni, collaborando e promuovendo iniziative
a livello nazionale e globale.
63
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / I M P EG N O P E R LO S V I LU P P O S OS T E N I B I L E
RISORSE UMANE E ORGANIZZAZIONE
Occupazione
Organizzazione
L’occupazione al 30 giugno 2007 è di 75.841 unità con
un aumento di 2.269 unità rispetto al 31 dicembre
2006, pari al 3,1%, determinato dall’incremento di 284
occupati italiani e di 1.985 locali estero.
I dipendenti assunti in Italia sono 40.049 (52,8% dell’occupazione complessiva), di cui 36.982 operanti in
territorio nazionale, 2.879 operanti all’estero e 188
marittimi.
Nel corso del primo semestre 2007 sono stati effettuati interventi di adeguamento delle strutture e dei
processi in linea con il modello di compagnia integrata adottato da Eni; in particolare è stato ulteriormente
rafforzato il ruolo Corporate nelle attività di indirizzo e
coordinamento e sono state potenziate le strutture
preposte al sistema di controllo interno.
Nel primo semestre 2007 è proseguito il processo di
miglioramento del mix qualitativo delle risorse umane
del Gruppo con 1.121 assunzioni, di cui 322 con contratto di lavoro a tempo determinato. Le assunzioni a
tempo indeterminato e quelle con contratti di inserimento e di apprendistato (complessivamente 799
unità) hanno riguardato prevalentemente personale
laureato (477 unità) e diplomato (294 unità) inseriti
in posizioni operative. Nel primo semestre 2007 sono
stati risolti 864 rapporti di lavoro, di cui 361 con contratto di lavoro a tempo determinato.
I dipendenti assunti e operanti all’estero sono 35.972
(47,2% dell’occupazione complessiva) con un aumento
di 1.985 unità dovuto principalmente al saldo positivo
(1.800 unità) fra assunzioni e risoluzioni a tempo determinato in Saipem e Snamprogetti.
Occupazione a fine periodo
Exploration & Production
Gas & Power
Refining & Marketing
Petrolchimica
Ingegneria & Costruzioni
Altre Attività
Corporate e Società finanziarie
64
(numero)
Le principali direttrici seguite sono state:
1. rafforzamento del ruolo Corporate nelle attività di
monitoraggio, indirizzo e coordinamento (adozione di
un nuovo modello di pianificazione e controllo);
2. potenziamento delle strutture preposte al sistema
di controllo interno al fine di garantire la compliance
alle normative e ai regolamenti (Organismo di
Vigilanza, Segreteria tecnica dell’Organismo di vigilanza e Centralizzazione dell’Internal Audit);
3. attuazione di processi di reingegnerizzazione di
diverse attività trasversali (Finanza, Assicurazioni di
gruppo, Information & Communication Technology,
Documentazione societaria);
4. accentramento e ampliamento dei servizi comuni
erogati al business in un ottica di miglioramento dell’efficienza e della qualità del servizio (Approvvigionamento, Informatica, Legale).
31.12.2006
8.336
12.074
9.437
6.025
30.902
2.219
4.579
73.572
30.06.2007
8.670
11.861
9.372
6.845
32.903
1.409
4.781
75.841
Var. ass.
334
(213)
(65)
820
2.001
(810)
202
2.269
Var.%
4,0
(1,8)
(0,7)
13,6
6,5
(36,5)
4,4
3,1
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / I M P EG N O P E R LO S V I LU P P O S OS T E N I B I L E
Relazioni industriali
Nell’ambito di un sistema di relazioni industriali oramai consolidato e strutturato è stato proficuamente
condotto il confronto sindacale finalizzato al riconoscimento, a favore delle Società del Gruppo, di un contingente di unità di mobilità lunga messo a disposizione dalla Legge Finanziaria 2007. Nel corso del semestre, inoltre, sono stati sottoscritti una serie di accordi
sindacali che hanno previsto il riconoscimento di un
pacchetto di interventi in materia di previdenza complementare, di attività sociali e di formazione professionale (avvio degli interventi formativi finanziati da
Fondimpresa).
Il costante dialogo con le organizzazioni sindacali ha
reso possibile, da un lato, la progressiva attuazione
delle azioni previste dal “Protocollo d’Intesa su Porto
Marghera” e, dall’altro, la chiusura di due significativi
accordi di riorganizzazione.
A livello internazionale, è proseguito il consueto dialogo con le rappresentanze sindacali, in particolare in
sede di incontri con il Comitato Aziendale Europeo e
con i referenti dell’ICEM, la Federazione internazionale
dei sindacati di categoria.
Gestione e sviluppo
delle risorse umane
Nel corso del primo semestre 2007 è proseguita l’attuazione del programma di ringiovanimento della
forza manageriale, per garantire il ricambio dei dirigenti che hanno risolto il rapporto di lavoro nel corso
del 2006 per attuazione del programma di incentivazione all’uscita. A tal proposito, si è continuato a dare
impulso alle attività di valutazione del potenziale di
sviluppo manageriale dei quadri e dei dirigenti, al fine
di acquisire tutte le informazioni necessarie all’elaborazione delle tavole di sostituzione del management.
È stata completata la valutazione delle posizioni
manageriali ed è in corso di completamento la valutazione delle posizioni quadro; tali attività, che sono
state svolte con il supporto della società di consulenza leader mondiale sul tema, consentiranno di supportare al meglio le decisioni di sviluppo e compensation
del personale, favorendo, tra l’altro, le attività di benchmarking retributivo con l’esterno.
Nell’ambito del programma di revisione del corpo normativo e metodologico per la gestione e lo sviluppo
delle risorse umane sono state aggiornate le metodologie di valutazione delle performance e di verifica del
potenziale dei giovani quadri in sviluppo.
Con l’obiettivo di migliorare la capacità di ascolto
delle esigenze della popolazione aziendale e di identi-
ficare le aree di criticità, su cui intervenire prioritariamente per migliorare l’engagement dei dipendenti, è
stata progettata l’analisi di clima che sarà avviata nella
seconda metà del 2007.
Formazione
e Comunicazione interna
Nel corso del primo semestre 2007 i dati relativi alla formazione, in termini di costi, ore e partecipazioni, sono
risultati sostanzialmente in linea con quelli degli anni
precedenti. In particolare, si evidenzia un notevole investimento soprattutto in attività formative a contenuto
tecnico-professionale e trasversale, nonché legate a
tematiche linguistiche e informatiche.
Nel corso del primo semestre del 2007 è stata progettata
la prima edizione del Master in General Management in collaborazione con la SDA Bocconi e con il Politecnico di
Milano. Il Master è rivolto a 30 giovani dirigenti Eni, che al
termine del percorso formativo conseguiranno il diploma
di Master universitario congiunto Bocconi-Politecnico di II
livello in General Management. L’iniziativa in questione si
inserisce all’interno di un più ampio programma di formazione e sviluppo del management di Eni.
Nel primo semestre del 2007, con l’obiettivo di favorire
il massimo coinvolgimento e partecipazione dei dipendenti alla realizzazione degli obiettivi di business, è stato
attuato, con successo, il programma Cascade che si è
concretizzato in una serie di incontri nel corso dei quali
i top e i key manager, “a cascata”, hanno veicolato, ai propri collaboratori, le indicazioni fornite dall’AD, calandole
nella concreta operatività delle proprie strutture.
Per rafforzare la cultura interna e supportare gli impegni
presi da Eni in tema di Sostenibilità, all’inizio del 2007 è
stato inoltre approvato un Piano di formazione di
Sostenibilità in collaborazione con Eni Corporate University.
Salute
Sono proseguite nel primo semestre 2007 le attività
nel campo della salute in favore dei lavoratori, in parte
avviate nel 2006 e altre di nuova iniziativa In particolare sono state realizzate le seguenti attività:
- mappatura dei medici competenti e non, che operano per Eni in Italia e all’estero, dei paramedici e dei
contratti che le Divisioni e Società hanno stipulato in
ambito sanitario con università e istituzioni, con l’obiettivo di rendere più efficiente il sistema e incrementare il livello di servizio;
- definizione di linee guida da utilizzare nei nuovi contratti con medici o nel rinnovo degli esistenti;
- stesura della procedura di gestione delle problematiche relative all’HIV nei luoghi di lavoro;
65
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / I M P EG N O P E R LO S V I LU P P O S OS T E N I B I L E
- avvio del progetto Health card su Milano e Roma, dell’ambulatorio dotato di figure specialistiche in piazzale
Mattei a Roma e del Progetto Diagnosi Precoce con
l’apertura a maggio della sede della Lega per la lotta ai
tumori di Roma;
- sviluppo del programma di telemedicina.
Sicurezza
Eni ha sempre dedicato grande attenzione e impegno
alla salvaguardia della sicurezza dei lavoratori, delle
popolazioni limitrofe agli insediamenti e dei propri
asset produttivi. In particolare, per i primi sei mesi del
2007 sono da segnalare le seguenti iniziative:
- è proseguita l’attività di audit nelle unità di business
per la verifica della completezza e della funzionalità
dei sistemi di gestione HSE e inoltre sono stati condotti audit specifici su elementi di rischio caratteristici
di alcuni settori operativi;
- con il coinvolgimento di risorse della sicurezza a vari
livelli e di personale delle linee operative, è stata
potenziata una rete di relazioni tra i promotori della
cultura della sicurezza all’interno dell’organizzazione
(network SAFELLOWS);
- all’interno del sistema di supporto alla gestione delle
emergenze rilevanti è stato inserito un modulo specifico dedicato al monitoraggio e alla gestione dei dati
66
georeferenziati in area mediterranea. Il sistema agevola la valutazione e l’organizzazione degli interventi di
risposta da porre in atto in caso di emergenze marine
(progetto MEDSTAR);
- al fine di mitigare i rischi industriali associati a nuovi
progetti, è stata sviluppata la metodologia innovativa
“Simulazione HSE di processo”, che rende visibili in
anticipo ai gestori del progetto i problemi legati
all’HSE (che potrebbero causare ritardi nell’ottenimento di permessi, modifiche del progetto in corso
d’opera, ecc.);
- è stato implementato il “Sistema degli indicatori
guida (Leading indicator) di Area HSE”, per il monitoraggio dei parametri relativi alla sicurezza, nonché agli
aspetti ambientali e della salute. I sistemi già in uso
sono stati integrati con strumenti innovativi che utilizzano variabili non direttamente legate all’attività HSE;
- sono stati avviati corsi di formazione specialistica su
temi specifici (Radiazioni non ionizzanti e Fibre sostitutive dell’amianto, HAZOP);
- sono stati costituiti dei gruppi di lavoro interfunzionali per la condivisione delle conoscenze e la valutazione di standard tecnico/strumentali avanzati da
adottare nel controllo e monitoraggio dell’ambiente
di lavoro, nella prevenzione e nella protezione dei
lavoratori.
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / I M P EG N O P E R LO S V I LU P P O S OS T E N I B I L E
LA RESPONSABILITÀ AMBIENTALE
Scenario di riferimento
Uso razionale delle risorse naturali
L’attenzione ai grandi temi della sostenibilità ambientale e i corrispondenti sviluppi normativi a livello internazionale stimolano le imprese a impegni su temi
ambientali sia a forte criticità locale che globale.
Il principio precauzionale che ispira la normativa vigente, richiede che le azioni che l’impresa intraprende per
ridurre la propria impronta ambientale, siano coerenti
con una logica che privilegia la prevenzione al rimedio.
Inoltre, il contesto operativo si caratterizza per una crescente avversione al rischio, che pone vincoli più stretti alla “licenza di operare”, per una progressiva internalizzazione delle esternalità ambientali e, infine, per una
crescente partecipazione degli stakeholder locali ai processi decisionali. Di conseguenza all’impresa è richiesta
una maggiore trasparenza sulle proprie performance
ambientali, in quanto esse sono oggetto di un attento
scrutinio da parte degli stakeholder. Nell’ambito delle
proprie attività, Eni è attivamente impegnata a ridurre
la propria impronta ambientale, riducendo i consumi
energetici e di acqua, l’inquinamento “locale” di aria,
acqua e suolo, la produzione di rifiuti, nonché a bonificare e ripristinare aree industriali e siti produttivi
dismessi. Una particolare attenzione è rivolta alla tutela della biodiversità.
La gestione delle risorse naturali è finalizzata all’uso
razionale e sostenibile delle stesse e alla loro protezione in tutte le attività operative di Eni.
L’applicazione delle migliori tecnologie disponibili per
il controllo delle emissioni in atmosfera è uno dei cardini dell’attuale normativa ambientale (IPPC/AIA, Testo
Unico Ambientale 152/06) e trova una risposta responsabile da parte di Eni in una progressiva riduzione dell’impatto dei processi produttivi sull’ambiente.
A tale scopo sono stati approvati investimenti volti al
miglioramento tecnologico per quanto riguarda i trattamenti degli effluenti di processo, le tecnologie di
combustione nelle turbine a gas e dispositivi di abbattimento applicabili nei cicli combinati per la produzione di energia elettrica, il controllo e monitoraggio delle
emissioni fuggitive da componenti di impianto e da
linee di trasporto dei combustibili.
Le principali direttrici di attuazione della politica di gestione della risorsa idrica riguardano la riduzione del consumo di acqua dolce mediante lo sviluppo di opportunità di
riciclo, e la minimizzazione dell’impatto degli scarichi idrici che, in alcuni contesti, viene attuata con obiettivi
migliorativi rispetto ai vincoli normativi.
Sono stati realizzati investimenti per l’adozione di cicli
produttivi integrati, finalizzati ad un uso combinato e
limitato delle acque, per la realizzazione di impianti di
trattamento acque di scarico con le migliori tecnologie
disponibili e per la messa a punto di sistemi di monitoraggio in grado di assicurare il controllo periodico dei
parametri più significativi.
La protezione del suolo e delle falde acquifere è considerato un aspetto di elevata rilevanza ambientale, al
quale si dedica un grande e continuativo impegno sia
organizzativo che economico. Sono stati avviati da
tempo piani di salvaguardia del territorio e di bonifica
di suoli e falde. Le unità di business si sono dotate di
Nel 2007 sono stati attivati nuovi progetti per la certificazione del Sistema di Gestione di realtà operative,
quali Intermare ed Ersai. Sono state acquisite nuove
certificazioni, tra cui si segnala la certificazione Emas
della Centrale di Mantova. È stato lanciato un progetto per dotare Eni di un nuovo sistema informatico
ambientale.
Una completa informativa sulla riduzione dell’impronta ambientale e sulla tutela della biodiversità è presente nel sito web www.eni.it sezione “Sostenibilità” e nel
Bilancio di Sostenibilità.
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un’organizzazione interna, sia per gli aspetti gestionali
che tecnici, e si avvalgono di strutture esterne altamente professionali per realizzare le attività di bonifica.
Eni è inoltre impegnata ad assicurare un presidio sulle
attività riguardanti i rifiuti prodotti e gestiti dalle unità
di business, perseguendo l’obiettivo di ridurne la produzione e di migliorarne le destinazioni finali attraverso l’incremento delle quantità riciclate e recuperate e
di quelle avviate a incenerimento, con una progressiva
diminuzione del conferimento a discarica.
Biodiversità
Eni considera la biodiversità come elemento integrante
di sviluppo sostenibile ed è impegnata nella valutazione e riduzione dei potenziali impatti delle attività di
esplorazione e produzione di idrocarburi. Questi impegni si concretizzano nel supporto di progetti di conser-
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vazione, realizzati sia in ambiente terrestre che marino,
e nell’organizzazione di iniziative volte a innalzare l’attenzione sul tema biodiversità. In particolare, i progetti in corso interessano:
- la Val d’Agri, area ecologicamente sensibile e ricca di
specie, come dimostrato dalla presenza di numerosi
siti protetti dall’Unione Europea;
- l’Ecuador, Paese in cui sono presenti ecosistemi di inestimabile valore, come le foreste tropicali che ospitano
specie rare e a rischio;
- il Mar Mediterraneo, dove viene valutato il ruolo ecosistemico delle piattaforme;
- il Mar Artico, in cui l’ecosistema è considerato particolarmente fragile e sensibile per l’assenza di antropizzazione;
- il Kazakhstan, dove si sta organizzando un workshop sul
tema biodiversità centrato sul Mar Caspio, riserva naturale caratterizzata da notevole varietà di specie rare.
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IL FUTURO DELL’ENERGIA E L’INNOVAZIONE
Il futuro dell’energia
Gli idrocarburi saranno ancora per molti decenni la
fonte energetica più utilizzata, in ragione della loro
disponibilità, flessibilità ed economicità d’impiego. Eni,
come impresa attiva nell’oil & gas continuerà a impegnarsi per soddisfare i crescenti fabbisogni energetici.
Allo stato delle conoscenze attuali, Eni ritiene che l’utilizzo dei combustibili fossili possa contribuire al cambiamento climatico del pianeta ed è pertanto impegnata attivamente per un uso responsabile dell’energia
e per la salvaguardia ambientale.
Sempre maggiore attenzione è rivolta alla sicurezza
degli approvvigionamenti, che rappresenta la principale
criticità del sistema energetico mondiale. A questo proposito, le partnership strategiche con i paesi produttori,
la disponibilità d’infrastrutture e l’innovazione tecnologica giocheranno un ruolo fondamentale. In un contesto
di forti limitazioni nell’accesso alle ingenti risorse di
idrocarburi da parte delle compagnie internazionali,
infatti, Eni elabora costantemente modelli aggiornati di
cooperazione con i Paesi produttori, promuovendo progetti integrati in grado di rispondere alle specifiche esigenze dei Governi ospiti, anche al fine dello sviluppo
energetico, economico e sociale del Paese. A fronte delle
complesse sfide tecnologiche ed economiche nelle
nuove frontiere degli idrocarburi convenzionali e non
convenzionali (ad esempio sabbie bituminose e oli extra
pesanti), Eni sta intensificando gli sforzi e gli investimenti effettuati in attività di Ricerca e Sviluppo, e innovazione tecnologica, prestando attenzione agli impatti dei
progetti sull’ambiente e alle esigenze delle comunità
locali. In particolare, Eni è attiva nella ricerca di discontinuità tecnologiche per lo sviluppo di fonti di energia
alternative ai combustibili fossili.
Inoltre, Eni è orientata all’ulteriore sviluppo del settore
del gas naturale – i cui consumi crescono a ritmi più
elevati di quello del petrolio – e al potenziamento delle
relative infrastrutture di trasporto, al fine di rafforzare
la leadership europea e di massimizzare il valore del
proprio portafoglio di gas equity, contribuendo al contempo alla sicurezza degli approvvigionamenti dei
Paesi in cui opera.
Le iniziative per mitigare i rischi del cambiamento
climatico
I temi della sicurezza energetica, del cambiamento climatico e delle correlate emissioni di gas serra sono i
temi centrali dello sviluppo del sistema energetico. Eni
ha definito e adottato una strategia di Carbon
Management i cui obiettivi sono pubblicati nel sito
www.eni.it e nel Bilancio di Sostenibilità 2006.
Attraverso tali azioni, Eni ha conseguito risultati che la
caratterizzano come un’impresa energetica a basse
emissioni di CO2, sia dirette che indirette.
Per quanto riguarda l’Emission Trading, Eni è uno dei
maggiori operatori italiani ed europei. In Italia è il
primo Gruppo industriale per numero di impianti coinvolti (59 installazioni coinvolte di cui 57 solo in Italia).
Per prepararsi a partecipare all’Emission Trading, è stata
sviluppata una serie coordinata di attività e un’organizzazione capillare di gestione, che partendo dalle singole installazioni risale alle rispettive unità di business e,
infine, si consolida a livello di Corporate. La verifica
delle emissioni 2006, avvenuta nei primi mesi del
2007 è stata superata con successo, permettendo la
restituzione delle quote assegnate senza ricorso ad
acquisti esterni al Gruppo.
Oltre alla partecipazione al sistema europeo Emission
Trading, Eni ha sviluppato il portafoglio di progetti di
riduzione delle emissioni, basati sugli altri Meccanismi
Flessibili del Protocollo di Kyoto. In particolare, continua in Nigeria (dove nel 2006 sono state generate il
57% delle emissioni da flaring della Divisione) il pro-
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gramma, avviato nel 1999, Zero Gas Flaring con il target
ultimo di ridurre entro il 2011 al di sotto del 5% il rapporto tra gas “flarato” e gas totale prodotto.
L’innovazione tecnologica
Nel primo semestre 2007 l’investimento complessivo
in Ricerca e Sviluppo è stato di 70 milioni di euro (102
milioni di euro nel primo semestre 2006), di cui il 50%
nel settore Exploration & Production, il 20% nel settore
Refining & Marketing, il 23% nel settore Petrolchimica,
il 7% nel settore Ingegneria & Costruzioni.
Nel primo semestre 2007, sono state depositate 16
domande di brevetto da Eni, 16 dal Gruppo Saipem e 5
da Polimeri Europa, per un totale di 37 (17 nello stesso
periodo del 2006).
Una completa informativa sulle attività di innovazione
tecnologica è presente nel sito web www.eni.it sezione
“Attività e Strategie” e nel Bilancio di Sostenibilità.
Principali azioni di innovazione
tecnologica realizzate nel corso
del primo semestre 2007
Divisione E&P
Tecniche numeriche di calcolo geofisico ad alta risoluzione,
simulazione geologica e di giacimento, prospezione
sismica in ambienti artici
È proseguito lo sviluppo della tecnologia sismica proprietaria 3D Prestack Depth Migration Kirchhoff True
Amplitude High Resolution (KTA Hi Res) finalizzata a
superare gli attuali limiti di risoluzione verticale e
orizzontale nella costruzione dell’immagine sismica
del sottosuolo e a ridurre, di conseguenza, il rischio
esplorativo e minerario.
È stata completata la prima fase di sviluppo della tecnologia di tomografia sismica (X-DVA) in grado di
costruire campi di velocità di dettaglio propedeutici
all’imaging sismico ad alta risoluzione. Le prime applicazioni in campo hanno confermato la validità dell’approccio nella riduzione del rischio minerario.
Si è proceduto a dimostrazioni di utilizzo della tecnologica proprietaria per la prospezione di aree caratterizzate da scarso responso sismico CRS (3D Common
Reflection Surface Stack).
Le prime applicazioni in campo hanno completato lo
sviluppo del simulatore del Sistema Petrolifero
“Steam2D”, ora in grado di descrivere l’evoluzione di
strutture geologiche complesse nel tempo e la geomeccanica di giacimento.
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Sono proseguite le attività di implementazione di tecnologie per la simulazione del comportamento dei
fluidi in giacimento, con particolare riguardo al recupero dei greggi pesanti e delle sabbie bituminose con
l’utilizzo di processi termici. È stato completato lo
studio di giacimento per un progetto pilota nell’onshore egiziano di prossima attivazione. Sono in corso
altri studi su formazioni fratturate.
Si è conclusa la prima fase del progetto finalizzato alla
raccolta di rilievi sismici in zone artiche, direttamente
sulla banchisa in mare aperto, “On Ice Seismic”. I dati
raccolti saranno processati nel corso dell’anno, e la
loro qualità ha evidenziato la possibilità di operare in
situazioni ambientali complesse e sensibili.
Sistemi avanzati di perforazione e di “well testing”
Nell’ambito del progetto “Eni’s Drilling Advanced
Technologies”, finalizzato allo sviluppo e all’integrazione di tecnologie “avanzate” di perforazione dei pozzi
petroliferi, è iniziata la fase di applicazione in campo
di alcune tecnologie proprietarie Eni.
L’applicazione della tecnologia Extreme Lean Profile
consente di raggiungere maggiori profondità e/o di
perforare pozzi con diametri maggiori. Essa può esser
applicata ad ogni tipo di pozzo (verticale, deviato,
orizzontale) conseguendo una riduzione dei tempi,
dei costi e dei volumi di detriti da smaltire.
L’applicazione combinata delle tecnologie EniCirculation Device (E-CD) e “Secure Drilling” ha permesso di completare con successo alcuni pozzi, ad alta
pressione e temperatura, nell’offshore egiziano, non
realizzabili con tecnologie convenzionali, grazie al
miglioramento della sicurezza nelle operazioni di
perforazione.
Un nuovo metodo di “well testing non convenzionale”
– basato sull’iniezione in pozzo di fluidi compatibili
con quelli di giacimento – è stato sviluppato e testato
in un pozzo per la delimitazione del campo Goliath in
Norvegia. Questa metodologia evita l’emissione di
prodotti di combustione e di idrocarburi in atmosfera
riducendo così i rischi ambientali e di sicurezza che
sono correlati ai test convenzionali. Ciò risulta particolarmente utile nei giacimenti in cui al gas estratto è
associato acido solfidrico (H 2S), ad es. Kashagan,
Karachaganak e Val d’Agri.
Gestione Zolfo
Sono state avviate attività dimostrative di nuove tecnologie per l’addolcimento di gas naturale con elevato
tenore di H2S, e per lo stoccaggio dello zolfo solido a
zero impatto ambientale.
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Progetto Gas to Liquids (GTL)
In collaborazione con IFP/Axens, sono stati completati i
test sulle prestazioni catalitiche e sulla stabilità meccanica del catalizzatore per la sintesi Fischer-Tropsch. Le
informazioni raccolte hanno contribuito al completamento della definizione dei protocolli di sintesi industriale del catalizzatore, che nel secondo semestre dell’anno sarà prodotto presso il sito Axens di Salindres
(Fr) e impiegato nella campagna di prove sul pilota GTL
di Sannazzaro nel corso del 2008. Parallelamente è stato
avviato il lavoro che porterà alla finalizzazione di un basic
process design avanzato per un impianto a singolo reattore con capacità di 15.000 bbl/d di syncrude.
Progetti gestiti insieme dalle Divisioni E&P e R&M
Conversione di greggi e “frazioni” pesanti in prodotti leggeri
Sono proseguiti i test sperimentali sull’impianto dimostrativo presso la raffineria di Taranto della tecnologia
proprietaria EST, processo di idroconversione catalitica
in fase slurry di greggi non convenzionali, extra pesanti e di residui di raffinazione, capace di convertire
completamente la parte più difficile degli oli pesanti,
gli asfalteni, producendo distillati. La campagna di
prove del primo semestre 2007 ha consentito di raccogliere ulteriori informazioni utili per la progettazione di base del primo impianto industriale da realizzare in una raffineria del circuito Eni.
Sono in corso le valutazioni tecnico-economiche in
grado di consentire sia un confronto puntuale tra la
tecnologia EST e le tecnologie di conversione disponibili sul mercato per applicazioni in raffineria, sia di stimare i vantaggi competitivi che la tecnologia EST
potrà offrire a Eni per un potenziale ingresso nel settore delle sabbie bituminose canadesi.
Progetto SCT-CPO (Short Contact Time - Catalytic Partial
Oxidation)
Presso il Centro Ricerche di Milazzo è stata validata su
scala pilota la tecnologia SCT-CPO (ossidazione parziale catalitica a basso tempo di contatto di idrocarburi liquidi e gassosi) per la produzione di idrogeno a
costi competitivi, anche in impianti di taglia mediopiccola, e con elevata flessibilità rispetto alle cariche.
È stata inoltre avviata la progettazione di base di un
impianto industriale da realizzare presso una raffineria del circuito Eni.
Progetto GHG (Green House Gases)
È proseguito il Programma di Ricerca “GHG” volto alla
verifica della fattibilità della sequestrazione geologica
di CO2 in giacimenti depleti e in acquiferi salini. È
stato costituito il team di progetto per lo sviluppo
dell’impianto pilota in un giacimento a gas depleto,
che dovrà realizzare gli impianti di superficie ed un
pozzo iniettore di CO2 a Cortemaggiore.
Divisione G&P
Progetto Trasporto gas ad Alta Pressione (TAP)
Il progetto TAP ha come obiettivo lo sviluppo di una
soluzione tecnologica Long Distance-High Capacity-High
Pressure-High Grade che si caratterizza per:
- possibilità di trasporto su distanze superiori ai 3.000
chilometri;
- volumi di gas trasportabili di 20-30 miliardi di metri
cubi/anno;
- pressione di esercizio dell’ordine dei 15 MPa;
- impiego di acciai ad alto grado di resistenza.
Questa soluzione consente di rendere economicamente
sfruttabili i giacimenti remoti e inoltre di ridurre in
modo apprezzabile il prelievo di gas dai volumi in transito per il funzionamento delle stazioni di compressione.
Nel primo semestre del 2007 si è conclusa l’attività
sperimentale sulle “linee pilota” in acciaio X100, realizzate presso il Poligono sperimentale di Perdasdefogu.
Al termine dell’esercizio in pressione sono state effettuate tre prove di scoppio atte a verificare l’integrità
strutturale “post esercizio” delle linee.
Divisione R&M
Riformulazione di carburanti e lubrificanti
È proseguita l’attività volta al miglioramento dei carburanti della famiglia “Blu” (BluSuper e BluDiesel). È in
corso una nuova fase del progetto “Clean Diesel Fuel”
per l’individuazione di formulazioni di carburanti Diesel
con prestazioni motoristiche ed emissioni di particolato confrontabili con quelle di un gasolio diesel ottenuto dalla conversione del gas naturale in prodotti liquidi
(vedi progetto GTL), e la definizione degli schemi di raffinazione idonei a ottenere il prodotto desiderato.
Altri progetti rilevanti
Ecofining (Green Diesel). Il processo, sviluppato congiuntamente con UOP, consiste nell'idrotrattamento di
oli vegetali con processi di raffineria ottenendo un prodotto di natura totalmente idrocarburica, privo di ossigeno e assolutamente compatibile con i gasoli di origine petrolifera. Il biocombustibile così ottenuto, denominato “Green Diesel”, è un prodotto privo di zolfo e di
composti aromatici, caratterizzato da elevato numero
di cetano (maggiore di 80), bassa densità e ottime qualità a freddo. Nel primo semestre 2007 è stata completata la progettazione di base del primo impianto industriale della capacità di 250.000 t/a da realizzare presso
la Raffineria di Livorno.
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LCO Upgrading. È stato avviato con Haldor Topsøe A/S,
lo sviluppo di un processo per la valorizzazione
dell’LCO - sottoprodotto aromatico del cracking catalitico impiegato nella produzione di olio combustibile –
che prevede la rottura selettiva dell’anello naftenico
con una riduzione del consumo di idrogeno rispetto
alla saturazione delle strutture aromatiche, e con qualità del prodotto confrontabili. Sulla base dei positivi
risultati ottenuti sarà effettuato lo studio di fattibilità
tecnico-economica per il primo impianto industriale
da realizzare in una raffineria del circuito.
Biofissazione della CO2 con Microalghe. È stato avviato un
progetto di ricerca volto a verificare, su scala dimostrativa, la fattibilità tecnica ed economica di un processo
basato sulla biofissazione con microalghe, che consenta il riciclo della CO2 emessa dagli impianti di raffinazione del petrolio e la contemporanea depurazione di
acque reflue con produzione di biomasse ed eventualmente biofuel.
Polimeri Europa
I principali risultati ottenuti da Polimeri sono stati:
- la produzione di un nuovo grado di polibutadiene
con migliore lavorabilità e idoneo all’impiego nel settore dei pneumatici;
- prime produzioni di un nuovo polibutadiene per la
modifica di materie plastiche che dovrebbe migliore il
rapporto costo/prestazioni;
- la sintesi di prototipi di copolimeri stirene-butadiene
altamente innovativi destinati all’applicazione per
pneumatici ad alte prestazioni;
- la realizzazione di una marcia in impianto pilota di
polietilene espanso (EPS) in massa continua. Il prodotto ottenuto sarà valutato presso clienti qualificati;
- l’industrializzazione di nuovi copolimeri, a base di
etilene e olefine, a elevate prestazioni, sfruttando le
recenti innovazioni nel campo della catalisi di polimerizzazione;
- la sperimentazione del nuovo catalizzatore per la sintesi industriale di poliolefine elastomeriche (EPDM):
sono stati prodotti un copolimero e due terpolimeri;
- il consolidamento di parametri di processo e di formulazioni di tutti i gradi di copolimeri acrilonitrilebutadiene-stirene (ABS) sui due impianti: il primo
modificato per la produzione di nuovi polimeri per il
settore stampaggio, l’altro con una capacità produttiva
incrementata per i gradi destinati al settore estrusione;
- il consolidamento della gamma polistirene ad alto
impatto (HIPS) standard sull’impianto dedicato, dopo
le modifiche per incremento capacità produttiva.
Sono in fase di realizzazione il consolidamento dei
gradi speciali;
72
- l’identificazione dei parametri strutturali necessari,
le condizioni di sintesi ed è stato prodotto su scala
industriale un grado di polistirene general purpose
(GPPS) specifico per il settore cristallo (XPS).
Attività Corporate
Nel primo semestre del 2007, sono stati avviati i progetti di ricerca sull’energia solare e sulla produzione di
biofuel che costituiscono il programma “Along with
Petroleum”.
A integrazione delle attività eseguite presso il Centro
Ricerche per le energie rinnovabili di Novara, sono in
fase di valutazione accordi di collaborazione con
Università italiane ed estere (Politecnico di Milano,
Università di Ferrara, Università di Pavia, UCSD,
Stanford University e Berkeley University) e con Centri
di Ricerca (CNR, CRB Perugia, NREL, SRI, Imperial
College, Heriot-Watt University di Edimburgo).
Solare
Solare organico
Con l’avvio del progetto sono state acquisite alcune
delle apparecchiature di processo e di caratterizzazione e i materiali necessari alla realizzazione dei dispositivi. Sono stati inoltre avviati i trattamenti per le preparazioni di materiali (politiofeni, altri). Infine, sono in
fase di avvio collaborazioni con il CNR (Bologna,
Milano) e Università di Milano.
Fotoproduzione di idrogeno
Sono state acquisite le apparecchiature e i materiali
per la realizzazione dei sistemi di fotoproduzione di
idrogeno. È stata avviata l’attività sperimentale utilizzando fotoanodi all’ossido di tungsteno, in collaborazione con l’Università di Ferrara.
Materiali fotoattivi
Sono state avviate sia attività sperimentali che di modellazione. Su questo tema è in fase di avvio la collaborazione con la Heriot-Watt University di Edimburgo.
Solare a concentrazione – CSP
Per la realizzazione dello studio di prefattibilità, è stato
definito lo scope of work della collaborazione con
Snamprogetti. Attualmente è in corso la fase di scelta
del partner per la fornitura della tecnologia solare.
Biomasse
Microorganismi (batteri, lieviti, alghe)
Sono in corso le attività di screening su differenti ceppi
di microorganismi e di valutazione preliminare del flusso di processo biomassa-biodiesel.
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Biomass to Liquids (BtL)
Sul tema della conversione della biomassa a prodotti
liquidi è stato formalizzata la partecipazione di Eni al
network europeo Chrisgas, avviata la collaborazione
con il Politecnico di Milano e in corso di formalizzazione quella con Petrobras.
Monitoraggio piante
Sono stati avviati studi per la valutazione di colture specializzate. Attualmente sono in corso di valutazione collaborazioni con il Centro Ricerche Biomasse (Perugia),
con l’Università di Firenze e con Petrobras.
Territorio e Comunità
Con l’intento di promuovere una cultura delle opportunità che valorizzi la presenza territoriale di Eni, è stato lanciato in Val d’Agri un progetto per la definizione di un
nuovo modello di sostenibilità territoriale. Questo progetto, sviluppato in collaborazione con il Consorzio di
RicercAzione Aaster, ha per obiettivo la promozione dello
sviluppo sostenibile locale, la consultazione degli stakeholder e la definizione condivisa di modelli di impiego efficace delle royalties derivanti dalla produzione petrolifera.
Tra le iniziative di sostenibilità intraprese nel 2007 nei
Paesi in cui Eni opera, si segnalano:
- in Nigeria, l’adozione di una Sustainability Policy da parte
delle società consociate e l’avvio di un progetto di valorizzazione delle biomasse attraverso la loro riconversione in
energia rinnovabile;
- in Congo, lo studio di fattibilità per l’ampliamento delle
attività sanitarie di prevenzione alla patologia della malaria;
- in Norvegia, l’emanazione di una Policy on Indigenous
People;
- in Libia, l’avvio di un piano di training professionale rivolto a laureati, finalizzato alla valorizzazione e impiego di
personale locale;
- in Australia, il completamento del Social Impact
Management Plan relativo alle attività del Progetto
Blacktip;
- in Kazakhstan – Karachaganak, il proseguimento
dell’Environmental Social Impact Assessment previsto dalla
Fase III del progetto che prevede un piano di consultazione degli stakeholder. A Karachaganak Eni ha, inoltre, rinnovato il dipartimento terapeutico e completato il nuovo
reparto di chirurgia dell’ospedale regionale di Uralsk;
- in Kazakhstan – Kashagan, dove l’impegno annuale per la
costruzione di infrastrutture locali è definito dal
Production Sharing Agreement, in una percentuale pari
all’1% delle spese di progetto, la realizzazione di interventi per la fornitura di acqua, gas ed elettricità in diverse
zone delle regioni di Mangistau e Atyrau, l’avvio di progetti di sostegno alle comunità locali e la realizzazione di un
centro sanitario per l’emergenza e la diagnostica presso
l’ospedale di Aktau.
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E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / FAT TO R I D I R I S C H I O
Fattori di rischio
Premessa
Nell’ambito dei rischi d’impresa, i principali rischi identificati, monitorati e, per quanto di seguito specificato, attivamente gestiti da Eni sono i seguenti: (i) il rischio mercato derivante dall’esposizione alle fluttuazioni dei tassi di
interesse, dei tassi di cambio tra l’euro e le altre valute
nelle quali opera l’impresa, nonché alla volatilità dei prezzi delle commodity; (ii) il rischio credito derivante dalla
possibilità di default di una controparte; (iii) il rischio liquidità derivante dalla mancanza di risorse finanziarie per far
fronte agli impegni finanziari a breve termine; (iv) il rischio
Paese nell’attività oil & gas; (v) il rischio operation; (vi) la
possibile evoluzione del mercato italiano del gas; (vii) i
rischi specifici dell’attività di ricerca e produzione di idrocarburi.
Sono state recentemente emesse le nuove “Linee Guida
Eni in materia di gestione e controllo dei rischi finanziari”,
con l’obiettivo di effettuare l’aggiornamento e la manutenzione delle policy in materia di rischi finanziari, tenendo conto dei cambiamenti di struttura organizzativa intervenuti (incorporazione di Enifin dal 1° gennaio 2007) e
delle esigenze di integrazioni relative ad alcune tipologie
di rischio.
Rischio mercato
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 guida” e da procedure che fanno riferimento ad un modello centralizzato di
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gestione delle attività finanziarie, basato su due distinte strutture di finanza operativa: Unità Finanza di Eni
Corporate (fino al 31 dicembre 2006 tale attività era
svolta dalla società Enifin, successivamente incorporata
in Eni) ed Eni Coordination Center, che garantiscono la
copertura dei fabbisogni e l’assorbimento dei surplus
finanziari, rispettivamente, delle società italiane ed
estere del Gruppo.
In particolare, in Eni sono accentrate tutte le operazioni
in cambi e in derivati del Gruppo. Il rischio di prezzo
delle commodity è gestito dalle singole unità di business
ed Eni assicura la negoziazione dei derivati di copertura.
Eni stipula contratti derivati con l’obiettivo di minimizzare l’esposizione ai rischi di cambio e di tasso di interesse e di gestire il rischio commodity e non entra in
contratti derivati aventi finalità speculative.
Lo schema di riferimento definito attraverso le “Linee
guida” prevede che la misurazione e il controllo dei
rischi di mercato si basino sulla fissazione di limiti massimi di rischio accettabile, espressi in termini di Value at
Risk (VaR), metodo che valuta i rischi nella prospettiva
del valore economico, indicando la perdita potenziale
del portafoglio esposto al rischio a seguito di variazioni
dei fattori di mercato, tenuto conto della correlazione
delle variazioni di valore degli strumenti che compongono il portafoglio.
Con riferimento ai rischi di tasso di interesse e rischio
di cambio, i limiti di VaR sono definiti in capo alle strutture di finanza operativa, che, dato il modello organizzativo accentrato, centralizzano le posizioni a rischio
del Gruppo. 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 ad un approccio
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / FAT TO R I D I R I S C H I O
prudenziale nella gestione degli stessi nell’ambito di
un gruppo industriale. Alle società operative è indicato di
adottare politiche finalizzate alla minimizzazione del
rischio.
Per quanto riguarda il rischio commodity, le “Linee Guida”
definiscono le regole per una gestione di questo rischio
finalizzata all’ottimizzazione dell’attività “core” e al perseguimento degli obiettivi relativi ai margini industriali.
Anche in questo caso sono definiti limiti massimi di
rischio espressi in termini di VaR con riferimento all’esposizione commerciale, mentre l’esposizione strategica al
rischio che è intrinseca al business, è monitorata anch’essa
attraverso il VaR ma non è oggetto di sistematica attività
di copertura con strumenti finanziari derivati. Pertanto Eni
valuta l’opportunità di mitigare l’esposizione al rischio
commodity mediante il ricorso ad appropriati strumenti
derivati di copertura, in relazione alle singole operazioni
di acquisto di riserve finalizzate al perseguimento di
obiettivi di crescita o come parte della gestione ordinaria
del portafoglio.
I limiti di VaR per il rischio commodity di natura commerciale sono assegnati alle singole unità di business; in Eni
confluiscono le richieste di copertura in strumenti derivati.
Le tre tipologie di rischio di mercato, le cui policy di gestione e di controllo sono state come sopra sintetizzate, presentano le caratteristiche di seguito specificate.
Rischio di cambio
L’esposizione al rischio di variazioni dei tassi di cambio
deriva dall’operatività dell’impresa in valute diverse
dall’euro (in particolare il dollaro USA) e dallo sfasamento temporale tra la rilevazione per competenza dei
ricavi e dei costi denominati in valuta diversa da quella
di bilancio e la loro realizzazione finanziaria (rischio
cambio transattivo). In generale, un apprezzamento
del dollaro USA rispetto all’euro ha un effetto positivo
sull’utile operativo di Eni e viceversa. Eni centralizza la
gestione del rischio cambio, compensando le esposizioni di segno opposto derivanti dalle diverse attività di
business coinvolte e coprendo con il mercato l’esposizione residua. A questo scopo vengono impiegate
diverse tipologie di contratti derivati (in particolare
swap e forward, nonché opzioni su valute). Per quanto
attiene alla valorizzazione a fair value degli strumenti
derivati su tassi di cambio, essa viene calcolata basandosi sistematicamente su quotazioni di mercato fornite da primari info-provider. Il VaR derivante da posizioni
a rischio tasso di cambio viene calcolato con frequenza
giornaliera secondo l’approccio parametrico (varianza/covarianza), adottando un livello di confidenza pari
al 99% ed un holding period di 20 giorni. Il rischio di
cambio traslativo (impatti sul consolidato per effetto
della conversione di attività e passività di aziende che
redigono il bilancio in una valuta diversa dall’euro) è
tendenzialmente considerato non rilevante sulle partecipazioni strategiche.
Rischio di tasso d’interesse
Le oscillazioni dei tassi di interesse influiscono sul valore
di mercato delle attività e passività finanziarie dell’impresa e sul livello degli oneri finanziari netti. Eni utilizza
contratti derivati su tasso di interesse, in particolare
Interest Rate Swap e Cross Currency Swap, per gestire il
bilanciamento tra indebitamento a tasso fisso e indebitamento a tasso variabile. Per quanto attiene alla valorizzazione a fair value degli strumenti derivati su tassi di
interesse, essa viene calcolata basandosi sistematicamente su quotazioni di mercato fornite da primari infoprovider. Il VaR derivante da posizioni a rischio tasso di
interesse viene calcolato con frequenza giornaliera
secondo l’approccio parametrico (varianza/covarianza),
adottando un livello di confidenza pari al 99% ed un
holding period di 20 giorni.
Rischio commodity
I risultati dell’impresa sono influenzati dalle variazioni dei
prezzi dei prodotti e servizi venduti. La riduzione dei
prezzi degli idrocarburi comporta generalmente la diminuzione dei risultati operativi e viceversa. Per la gestione
del rischio commodity, Eni utilizza strumenti derivati
negoziati nei mercati organizzati ICE e NYMEX (futures) e
strumenti derivati Over The Counter (in particolare swap,
forward, Contracts For Differences e option) con sottostante greggio, prodotti petroliferi o energia elettrica. Per
quanto attiene alla valorizzazione a fair value degli strumenti derivati su commodity, essa viene calcolata basandosi su quotazioni di mercato fornite da primari info-provider, oppure, laddove esse non siano disponibili, da
appropriate tecniche di valutazione. Il VaR derivante da
posizioni a rischio commodity viene calcolato con frequenza giornaliera secondo l’approccio della simulazione storica, adottando un livello di confidenza pari al 95%
ed un holding period di un giorno.
La seguente tabella riporta i valori registrati nel semestre
in termini di VaR (raffrontati con quelli dell’esercizio precedente) per quanto attiene i rischi di tasso di interesse e
di cambio, nella prima parte, nonché il rischio commodity,
per aree omogenee (tenuto conto della valuta utilizzata
per la valorizzazione di mercato dei prodotti petroliferi, i
valori VaR delle commodity sono espressi in dollari USA).
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E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / FAT TO R I D I R I S C H I O
(Value at Risk - approccio parametrico varianze/covarianze; holding period: 20 giorni; intervallo di confidenza: 99%)
Primo semestre 2007
(milioni di euro)
2006
Massimo
Minimo
Media
Fine periodo
Massimo
Minimo
Tasso di interesse
1,26
0,47
0,78
0,99
5,15
0,45
Media Fine periodo
2,01
1,10
Tasso di cambio
1,25
0,03
0,19
0,17
2,02
0,02
0,24
0,21
(Value at Risk - approccio simulazione storica; holding period: 1 giorno; intervallo di confidenza: 95%)
Primo semestre 2007
2006
(milioni di dollari)
Massimo
Minimo
Media
Fine periodo
Massimo
Minimo
Area oil, prodotti
35,93
4,86
17,21
10,00
35,69
5,40
17,80
8,59
Area Gas & Power
48,41
20,12
36,33
42,43
46,63
18,36
31,01
22,82
Rischio credito
Il rischio credito rappresenta l’esposizione dell’impresa
a potenziali perdite derivanti dal mancato adempimento delle obbligazioni assunte dalla controparte.
La gestione del credito commerciale è affidata alla
responsabilità delle unità di business sulla base di procedure formalizzate di valutazione e di affidamento dei
partner commerciali, ivi comprese le attività di recupero crediti e dell’eventuale gestione del contenzioso.
Il monitoraggio delle posizioni di rischio di credito
commerciale connesso al normale svolgimento delle
attività è assicurato centralmente da Eni, che definisce
le metodologie per la quantificazione e il controllo
della rischiosità del cliente a livello di Gruppo. In particolare, viene controllato il rischio derivante dalle esposizioni su controparti multibusiness o con esposizioni
superiori alla soglia di rilevanza, attraverso l’uso di
score rappresentativi dei livelli di rischio.
Per quanto attiene al rischio di controparte finanziaria
derivante dall’impiego della liquidità e dalle posizioni
in contratti derivati, l’identificazione delle controparti
fa riferimento alle sopra indicate “Linee Guida”, in base
alle quali sono state definite le caratteristiche dei soggetti idonei ad essere controparte nelle transazioni
finanziarie. La lista delle specifiche controparti autorizzate comprende gli Stati e le istituzioni finanziarie di
area OCSE contraddistinte da rating elevato e viene
sistematicamente aggiornata.
L’impresa non ha avuto casi significativi di mancato
adempimento delle controparti.
Al 30 giugno 2007 e 2006, non vi sono concentrazioni
significative di rischio di credito.
Rischio liquidità
Il rischio liquidità rappresenta il rischio che, a causa
dell’incapacità di reperire nuovi fondi (funding liquidity
risk) o di liquidare attività sul mercato (asset liquidity
risk), l’impresa non riesca a far fronte ai propri impegni
76
Media Fine periodo
di pagamento e, più in generale, a esigenze finanziarie
di breve termine.
All’indebitamento a lungo termine di Eni sono stati
attribuiti rating AA e Aa2, rispettivamente da parte di
Standard & Poor’s e Moody’s. Attraverso il sistema creditizio e i mercati dei capitali, Eni ha accesso ad un’ampia gamma di fonti di finanziamento a costi competitivi, e coordina a livello accentrato i rapporti con le controparti bancarie. Allo stato attuale, la Società ritiene,
attraverso la diversificazione delle fonti e la disponibilità di linee di credito, di avere accesso a fonti di finanziamento sufficienti a soddisfare le prevedibili necessità finanziarie. L’obiettivo della gestione del rischio
liquidità è comunque non solo quello di garantire risorse finanziarie disponibili che siano sufficienti a coprire
gli impegni a breve e le obbligazioni in scadenza, ma
anche di assicurare la disponibilità di un adeguato livello di elasticità operativa per i programmi di sviluppo di
Eni, mantenendo un equilibrio in termini di durata e di
composizione del debito. La gestione del rischio liquidità è attuata adottando strategie finalizzate al perseguimento di una struttura adeguata degli affidamenti
(in particolare attraverso linee bancarie committed) e/o
alla creazione di riserve di liquidità. I limiti di rischio
definiti sono espressi in termini di livello percentuale
massimo di leverage e di livelli percentuali minimi del
rapporto tra indebitamento a m/l termine su indebitamento totale e di quello tra indebitamento a tasso fisso
sull’indebitamento totale a m/l termine.
Rischio Paese
Una parte notevole delle riserve di idrocarburi Eni sono
localizzate in Paesi al di fuori dell’Unione Europea e
dell’America Settentrionale, alcuni dei quali possono
essere politicamente o economicamente meno stabili
dei Paesi dell’Unione Europea o dell’America
Settentrionale. Al 31 dicembre 2006, circa il 70% delle
riserve certe di idrocarburi di Eni erano localizzate in
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / FAT TO R I D I R I S C H I O
tali Paesi. Analogamente, una parte notevole degli
approvvigionamenti di gas di Eni proviene da Paesi al di
fuori dell’Unione Europea o dell’America settentrionale. Nel 2006 circa il 60% delle forniture di gas naturale
di Eni proveniva da tali Paesi. Evoluzioni del quadro
politico, crisi economiche, conflitti sociali interni possono compromettere in modo temporaneo o permanente la capacità di Eni di operare, o di operare in condizioni economiche, in tali Paesi, nonché di assicurarsi
l’accesso alle riserve di idrocarburi e l’approvvigionamento di gas. Ulteriori 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 ed espropriazioni, come nel caso della
cancellazione unilaterale subita da Eni del contratto di
servizio relativo alle attività petrolifere di Dación in
Venezuela da parte della compagnia di Stato PDVSA;
(iii) restrizioni di varia natura sulle attività di esplorazione, produzione, importazione ed esportazione; (iv)
incrementi della fiscalità applicabile; (v) conflitti sociali interni che sfociano in atti di sabotaggio, attentati,
violenze e accadimenti simili. Ferma restando la loro
natura imprevedibile, tali eventi possono accadere in
ogni momento comportando impatti negativi sui risultati economico-finanziari di Eni.
Eni monitora periodicamente i rischi di natura politica,
sociale ed economica dei circa 60 Paesi dove ha investito o intende investire, con particolare riguardo alla
valutazione degli investimenti dell’upstream. Il rischio
Paese è mitigato attraverso l’utilizzo di disposizioni di
gestione del rischio definite nella procedura “Project
risk assessment and management”.
Rischio operation
Eni è soggetta a numerose leggi e regolamenti per la
tutela dell’ambiente, della salute e della sicurezza a
livello nazionale, internazionale e comunitario, comprese le leggi che attuano convenzioni e protocolli
internazionali, relativi alle attività nel campo degli idrocarburi, ai prodotti e alle altre attività svolte. In particolare queste norme prevedono l’acquisizione di permessi prima dell’avvio della perforazione; pongono
limitazioni al tipo, alla concentrazione e alla quantità
delle diverse sostanze che possono essere rilasciate
nell’ambiente durante l’attività di prospezione, di ricerca e di produzione; limitano o proibiscono l’attività di
perforazione in terreni situati in aree protette; prevedono sanzioni di natura penale e civile a carico dei
responsabili nel caso di inquinamento ambientale. La
normativa ambientale pone limiti anche alle emissioni
nell’atmosfera e agli scarichi in acque superficiali e sotterranee da parte di impianti petroliferi, petrolchimici,
di raffinazione e di trasporto. Le attività di Eni, inoltre,
sono soggette a disposizioni normative specifiche relative alla produzione, al trasporto, allo stoccaggio, allo
smaltimento e al trattamento dei rifiuti. Le normative
in materia ambientale, di salute e di sicurezza hanno un
impatto notevole sulle attività di Eni ed è probabile
che negli anni futuri Eni continui a sostenere significativi costi e oneri per adempiere gli obblighi previsti da
leggi e regolamenti in tema di ambiente, salute e sicurezza.
A questo proposito Eni si è dotata di Linee Guida HSE
finalizzate alla garanzia della sicurezza e della salute dei
dipendenti, delle popolazioni, dei contrattisti e dei
clienti, nonché alla salvaguardia dell’ambiente e alla
tutela dell’incolumità pubblica che impongono di operare nel pieno rispetto della normativa vigente e di
adottare principi, standard e soluzioni che costituiscano le best practice industriali.
Il processo continuo di individuazione, valutazione e
mitigazione dei rischi è alla base della gestione HSE in
tutte le fasi di attività di ciascuna unità di business e si
attua attraverso l’adozione di procedure che tengono
conto della specificità delle attività stesse e dei siti in
cui si sviluppano.
L’attività di codificazione e procedurizzazione delle fasi
operative consente di raggiungere, con sempre maggiore efficacia, il risultato di una riduzione della componente umana nel rischio di gestione dell’impianto. A
ciò si aggiunga il costante miglioramento degli impianti, nel senso di una sempre maggiore automatizzazione
degli stessi.
L’approccio integrato alle problematiche di salute,
sicurezza e ambiente è favorito dall’applicazione, a
tutti i livelli delle Divisioni e Società Eni, di un Sistema
di Gestione HSE che trova il suo riferimento metodologico nel Modello di Sistema di Gestione HSE Eni. Esso,
basato su un ciclo annuale di pianificazione, attuazione, controllo, riesame dei risultati e definizione dei
nuovi obiettivi, è orientato alla prevenzione dei rischi,
al monitoraggio sistematico e al controllo delle performance HSE, in un ciclo di miglioramento continuo che
prevede anche l’audit di tali processi da parte di personale interno ed esterno.
77
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / FAT TO R I D I R I S C H I O
La possibile evoluzione del mercato
italiano del gas
Il Decreto Legislativo 23 maggio 2000, n. 164 ha dettato norme per la liberalizzazione del mercato interno
del gas naturale con un impatto significativo sull’operatività di Eni, che è presente in Italia in tutte le attività
della filiera del gas naturale. L’apertura alla concorrenza del mercato del gas è assicurata dai tetti normativi
sui volumi immessi nella rete nazionale di trasporto e
su quelli venduti ai clienti finali6, che hanno comportato l’ingresso sul mercato di nuovi operatori con la conseguente, progressiva erosione dei margini di vendita
del gas.
Gli altri aspetti di rilievo della regolamentazione del
settore del gas in Italia sono l’accesso regolato alle
infrastrutture e il riconoscimento all’Autorità per l’energia elettrica e il gas di poteri di regolamentazione,
in particolare in materia di fissazione dei prezzi per le
forniture ai clienti del mercato domestico e di determinazione delle tariffe per l’uso delle infrastrutture di
trasporto, distribuzione, stoccaggio e rigassificazione
del gas naturale.
In base ai principi della legge istitutiva e ad altre disposizioni normative, l’Autorità per l’energia elettrica e il
gas ha il potere di monitorare i livelli dei prezzi del gas
naturale e di definire le condizioni economiche di fornitura del gas ai clienti del settore residenziale, tenendo conto del pubblico interesse di contenere la dinamica inflativa correlata all’incremento dei costi energetici. Pertanto le decisioni dell’Autorità in materia possono limitare la possibilità di trasferire sul consumatore finale gli incrementi del costo della materia prima. In
particolare, a conclusione di un lungo e complesso procedimento amministrativo avviato nel 2004 e finalizzato nel marzo 2007 con la delibera n. 79/2007, l’Autorità
ha determinato un nuovo meccanismo di indicizzazione del costo della materia prima applicato ai volumi
consumati dai clienti con consumi inferiori ai 200 mila
metri cubi/anno. Tale meccanismo prevede essenzialmente: (i) incrementi del prezzo del petrolio superiori
alla soglia dei 35 dollari/barile sono trasferiti solo in
parte sul prezzo di vendita praticato ai clienti finali; (ii)
l’obbligo a carico degli importatori di gas naturale,
compresa Eni, di rinegoziare tutti i contratti di compravendita all’ingrosso sulla base di condizioni coerenti con le nuove modalità di indicizzazione del
costo della materia prima.
Per coprire la domanda di gas naturale nel medio e
lungo periodo, in particolare del mercato italiano, Eni
ha stipulato con i Paesi produttori contratti di acquisto
pluriennali. Tali contratti che contengono clausole
take-or-pay7, assicureranno, dal 2010, 62,4 miliardi di
metri cubi/anno. Nonostante una parte crescente dei
volumi disponibili di gas sia commercializzata all’estero, nel lungo termine, trend sfavorevoli nella domanda
e nell’offerta di gas in Italia, anche a seguito della realizzazione di tutti gli investimenti annunciati in nuove
infrastrutture di approvvigionamento, nonché l’evoluzione della regolamentazione del settore, costituiscono elementi di rischio nell’adempimento delle obbligazioni previste dai contratti take-or-pay.
Qualora la domanda di gas in Italia cresca meno delle
previsioni e tenuto conto dell’incremento atteso dell’offerta di gas in Italia, nonché delle disponibilità Eni di
gas in base ai contratti take-or-pay e dei rischi di implementazione dei propri piani di espansione delle vendite in Europa, Eni potrebbe fronteggiare un ulteriore
inasprimento della pressione competitiva sul mercato italiano con impatti negativi sui margini di vendita
del gas.
I rischi specifici dell’attività di
ricerca e produzione di idrocarburi
Le attività di ricerca, sviluppo e produzione di idrocarburi comportano elevati investimenti e sono soggetti a
particolari rischi di carattere economico e naturale,
compresi quelli relativi alle caratteristiche fisiche dei
giacimenti di petrolio e di gas.
L’attività esplorativa presenta il rischio dell’esito negativo della ricerca di idrocarburi che si verifica in presenza di pozzi sterili o di scoperta di quantitativi di idrocarburi privi dei requisiti di commerciabilità.
Inoltre, tra la fase esplorativa e le successive fasi di sviluppo e di commercializzazione delle riserve scoperte,
è normalmente necessario un rilevante periodo di
tempo durante il quale la redditività del progetto è
esposta alla volatilità del prezzo del petrolio e all’aumento dei costi di sviluppo e produzione; tale periodo
di tempo è particolarmente rilevante per i progetti di
sviluppo da realizzare in ambienti complessi quali l’offshore profondo e le aree remote, nei quali Eni è impegnata in modo rilevante.
(6) Per il triennio 2004-2006 tali tetti sono pari, rispettivamente, al 69% e al 50% in media dei consumi nazionali al netto degli autoconsumi per lo stesso triennio.
(7) Per il funzionamento delle clausole di take-or-pay v. Glossario.
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Glossario
Il glossario dei termini delle attività operative è consultabile sul sito Internet di Eni all’indirizzo www.eni.it
Di seguito sono elencati quelli di uso più ricorrente.
TERMINI FINANZIARI
Dividend Yield Misura il rendimento dell’investimento
azionario sulla base dei dividendi maturati, calcolato
come rapporto tra i dividendi di competenza dell’esercizio e il prezzo di riferimento medio dell’azione
nell’ultimo mese dell’esercizio. Generalmente le
società tendono a mantenere un livello costante di
dividend yield, essendo l’indicatore confrontato dagli
azionisti con il rendimento di altri titoli e/o tipologie
di investimento (es. obbligazioni).
Leverage Misura il grado di indebitamento della società
ed è calcolato come rapporto tra l’indebitamento
finanziario netto e il patrimonio netto comprensivo
degli interessi di terzi azionisti.
ROACE Indice di rendimento del capitale investito, calcolato come rapporto tra l’utile netto prima degli interessi di terzi azionisti aumentato degli oneri finanziari netti correlati all’indebitamento finanziario netto,
dedotto il relativo effetto fiscale, e il capitale investito netto medio.
TSR (Total Shareholder Return) Misura il rendimento percentuale complessivo di una azione, calcolato su
base annua, tenuto conto sia della variazione della
quotazione (rapporto tra la quotazione di inizio
anno e quotazione di fine anno) sia dei dividendi
distribuiti e reinvestiti nell’azione alla data dello stacco della cedola.
ATTIVITÀ OPERATIVE
Acque profonde Profondità d’acqua superiori ai 200 metri.
Barile Unità di volume corrispondente a 159 litri. Un
barile di greggio corrisponde a circa 0,137 tonnellate.
Boe Barrel of Oil Equivalent Viene usato come unità di
misura unificata di petrolio e gas naturale, quest’ultimo viene convertito da metro cubo in barile di olio
equivalente utilizzando il coefficiente moltiplicatore
di 0,00615.
Codice di rete Codice contenente regole e modalità per
l’accesso, la gestione e il funzionamento della rete
gasdotti.
Condensati Idrocarburi leggeri prodotti con il gas, che
condensano allo stato liquido a temperatura e
pressione normali per gli impianti produttivi di
superficie.
Contratti di concessione Tipologia contrattuale vigente
prevalentemente nei Paesi occidentali che regola i
rapporti tra Stato e compagnia petrolifera nell’attività di ricerca e produzione idrocarburi. La compagnia assegnataria di un titolo minerario assume l’esclusiva delle attività acquisendo il diritto sulle risorse rinvenute nel sottosuolo, a fronte del pagamento
allo Stato di royalty sulla produzione e di imposte sul
reddito petrolifero.
Elastomeri (o Gomme) Polimeri, naturali o sintetici, che,
a differenza delle materie plastiche, se sottoposti a
deformazione, una volta cessata la sollecitazione,
riacquistano, entro certi limiti, la forma iniziale. Tra
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gli elastomeri sintetici, i più importanti sono il polibutadiene (BR), le gomme stirene-butadiene (SBR),
le gomme etilene-propilene (EPR), le gomme termoplastiche (TPR), le gomme nitriliche (NBR).
C. Il gas viene liquefatto per facilitarne il trasporto dai
luoghi di estrazione a quelli di trasformazione e consumo. Una tonnellata di GNL corrisponde a 1.400
metri cubi di gas.
EPC (Engineering, Procurement, Construction) Contratto
tipico del settore delle costruzioni terra, avente per
oggetto la realizzazione di impianti nel quale la
società fornitrice del servizio svolge le attività di
ingegneria, di approvvigionamento dei materiali e di
costruzione. Si parla di “contratto chiavi in mano”
quando l’impianto è consegnato pronto per l’avviamento o avviato.
GPL Gas di petrolio liquefatto, miscela di frazioni leggere
di petrolio, gassosa a pressione atmosferica e facilmente liquefatta a temperatura ambiente attraverso
una limitata compressione.
EPIC (Engineering, Procurement, Installation, Commissioning)
Contratto tipico del settore delle costruzioni offshore,
avente per oggetto la realizzazione di un progetto complesso (quale l’installazione di una piattaforma di produzione o di una FPSO) nel quale la società fornitrice del
servizio (global or main contractor, normalmente una
società di costruzioni o un consorzio) svolge le attività
di ingegneria, di approvvigionamento dei materiali, di
costruzione degli impianti e delle relative infrastrutture,
di trasporto al sito di installazione e le attività preparatorie per l’avvio degli impianti (commissioning).
Extrarete Insieme delle attività di commercializzazione
di prodotti petroliferi sul mercato nazionale finalizzate alla vendita a grossisti/rivenditori (soprattutto
gasolio), a pubbliche amministrazioni e a consumatori, quali industrie, centrali termoelettriche (olio
combustibile), compagnie aeree (jet fuel), trasportatori, condomini e privati. Sono escluse le vendite
effettuate tramite la rete di distribuzione dei carburanti, i bunkeraggi marittimi, le vendite a società
petrolifere e petrolchimiche, agli importatori e agli
organismi internazionali.
FPSO vessel Sistema galleggiante di produzione, stoccaggio e trasbordo (Floating Production, Storage and
Offloading), costituito da una petroliera di grande
capacità, in grado di disporre di un impianto di trattamento degli idrocarburi di notevoli dimensioni.
Questo sistema, che viene ormeggiato a prua per
mantenere una posizione geostazionaria, è in effetti
una piattaforma temporaneamente fissa, che collega
le teste di pozzo sottomarine, mediante collettori
verticali (riser) dal fondo del mare, ai sistemi di bordo
di trattamento, stoccaggio e trasbordo.
GNL Gas naturale liquefatto, ottenuto a pressione atmosferica con il raffreddamento del gas naturale a -160°
80
NGL Idrocarburi liquidi o liquefatti recuperati dal gas
naturale in apparecchiature di separazione o impianti di trattamento del gas. Fanno parte dei gas liquidi
naturali, propano, normal butano e isobutano, isopentano e pentani plus, talvolta definiti come “gasolina naturale” (natural gasoline) o condensati di
impianto.
Offshore/Onshore Il termine offshore indica un tratto di
mare aperto e, per estensione, le attività che vi si svolgono; onshore è riferito alla terra ferma e, per estensione, alle attività che vi si svolgono.
Olefine (o Alcheni) Serie di idrocarburi con particolare
reattività chimica utilizzati per questo come materie
prime nella sintesi di intermedi e polimeri.
Over/Under lifting Gli accordi stipulati tra i partner regolano i diritti di ciascuno a ritirare pro-quota la produzione
disponibile nel periodo. Il ritiro di una quantità superiore o inferiore rispetto alla quota di diritto determina una
situazione momentanea di Over/Under lifting.
Potenziale minerario (volumi di idrocarburi potenzialmente recuperabili) Stima di volumi di idrocarburi
recuperabili ma non definibili come riserve per
assenza di requisiti di commerciabilità, o perché economicamente subordinati a sviluppo di nuove tecnologie, o perché riferiti ad accumuli non ancora perforati, o dove la valutazione degli accumuli scoperti è
ancora a uno stadio iniziale.
Pozzi di infilling (Infittimento) Pozzi realizzati su di un’area in produzione per migliorare il recupero degli
idrocarburi del giacimento e per mantenere/aumentare i livelli di produzione.
Production Sharing Agreement Tipologia contrattuale
vigente nei paesi produttori dell’area non OCSE
caratterizzata dall’intestazione del titolo minerario
in capo alla società nazionale dello Stato concedente, alla quale viene di norma conferita l’esclusiva del-
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / G LO S S A R I O
l’attività di ricerca e produzione idrocarburi, con
facoltà di istituire rapporti contrattuali con altre
società (estere o locali). Con il contratto, il
Committente (la società nazionale) affida al Contrattista (la società terza) il compito di eseguire i lavori di
esplorazione e produzione con l’apporto di tecnologie e mezzi finanziari. Sotto il profilo economico il
contratto prevede che il rischio esplorativo sia a carico del Contrattista e che la produzione venga suddivisa in due parti: una (Cost Oil) destinata al recupero dei
costi del Contrattista; l’altra (Profit Oil) suddivisa a
titolo di profitto tra il Committente e il Contrattista
secondo schemi di ripartizione variabili. Sulla base di
questa configurazione di principio, la contrattualistica specifica può assumere caratteristiche diverse a
seconda dei paesi.
Recupero assistito Tecniche utilizzate per aumentare o
prolungare la produttività dei giacimenti.
Ricerca esplorativa Ricerca di petrolio e di gas naturale
che comprende analisi topografiche, studi geologici
e geofisici, rilievi e analisi sismiche e perforazione di
pozzi.
Riserve certe Rappresentano le quantità stimate di idrocarburi che, sulla base dei dati geologici e di ingegneria di giacimento disponibili, potranno con ragionevole certezza essere commercialmente prodotte nelle
condizioni tecniche, contrattuali, economiche e operative esistenti al momento considerato. Le riserve
certe si distinguono in: (i) riserve certe sviluppate:
quantità di idrocarburi che si stima di poter recuperare tramite pozzi, facility e metodi operativi esistenti;
(ii) riserve certe non sviluppate: quantità di idrocarburi che si prevede di recuperare a seguito di nuove
perforazioni, facility e metodi operativi, sulla cui futura
realizzazione l’impresa ha già definito un preciso programma di investimenti di sviluppo ovvero esprime
una chiara volontà manageriale.
Riserve possibili Sono le quantità di idrocarburi che si
stima di poter recuperare con un grado di probabilità
decisamente più contenuto rispetto a quello delle
riserve probabili, ovvero che presentano un grado di
economicità inferiore rispetto al limite stabilito.
Riserve probabili Rappresentano le quantità stimate di
idrocarburi che, sulla base dei dati geologici e di
ingegneria di giacimento disponibili, potranno essere recuperate con ragionevole probabilità, in base
alle condizioni tecniche economiche e operative esi-
stenti nel momento considerato. Gli elementi di residua incertezza possono riguardare: (i) l’estensione o
altre caratteristiche del giacimento; (ii) l’economicità valutata alle condizioni del progetto di sviluppo;
(iii) l’esistenza o adeguatezza del sistema di trasporto degli idrocarburi e/o del mercato di vendita; (iv) il
contesto normativo.
Riserve recuperabili Rappresentano le quantità di idrocarburi riferibili alle diverse categorie di riserve
(certe, probabili e possibili) senza tener conto del
diverso grado di incertezza insito in ogni categoria.
Ship or pay Clausola dei contratti di trasporto del gas
naturale, in base alla quale il committente è obbligato a pagare il corrispettivo per i propri impegni di trasporto anche quando il gas non viene trasportato.
Stoccaggio di modulazione Finalizzato a soddisfare la
modulazione dell’andamento orario, giornaliero e
stagionale della domanda.
Stoccaggio minerario Necessario per motivi tecnici ed
economici a consentire lo svolgimento ottimale
della coltivazione di giacimenti di gas naturale nel
territorio italiano.
Stoccaggio strategico Finalizzato a sopperire la mancanza o riduzione degli approvvigionamenti da importazioni extra UE o di crisi del sistema del gas.
Sviluppo Attività di perforazione e di altro tipo a valle
della ricerca esplorativa, finalizzata alla produzione
di petrolio e gas.
Swap Nel settore del gas il termine swap si riferisce a uno
scambio di forniture tra i diversi operatori, generalmente mirato a ottimizzare i costi di trasporto e i
rispettivi impegni di acquisto e di fornitura.
Tasso di rimpiazzo delle riserve Misura la quota di riserve prodotte sostituite da nuove riserve provate e
indica la capacità dell’impresa di aggiungere nuove
riserve sia attraverso un’esplorazione efficace sia
attraverso linee esterne (acquisizioni). Un valore
superiore al 100% indica che nell’anno sono state
aggiunte più riserve di quante ne siano state prodotte. È opportuno mediare l’indice su periodi di almeno
tre anni per ridurre gli effetti distorsivi dovuti all’acquisizione di asset o società (con asset upstream), alla
revisione di precedenti stime, al miglioramento del
fattore di recupero e alla variazione delle riserve
81
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / G LO S S A R I O
equity – nei contratti PSA (Production Sharing
Agreement) – a causa dell’andamento del prezzo dei
greggi di riferimento. Il management calcola il tasso
di rimpiazzo delle riserve anche al netto delle operazioni di portafoglio (cd. tasso di rimpiazzo organico)
al fine di meglio apprezzare la performance interna.
Take-or-pay Clausola dei contratti di acquisto del gas
naturale, 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 per un prezzo che tiene conto della frazione di
prezzo contrattuale già corrisposto.
82
Upstream/Downstream Il termine upstream riguarda le
attività di esplorazione e produzione di idrocarburi. Il
termine downstream riguarda le attività inerenti il
settore petrolifero che si collocano a valle della
esplorazione e produzione.
Vita media residua delle riserve Rapporto tra le riserve di
fine anno e la produzione dell’anno.
Workover Operazione di intervento su un pozzo per eseguire consistenti manutenzioni e sostituzioni delle
attrezzature di fondo che convogliano i fluidi di giacimento in superficie.
Relazione semestrale consolidata di Eni SpA
ENI RELAZIONE SEMESTRALE 2007 / SCHEMI
Totale
(milioni di euro)
Note
ATTIVITÀ
Attività correnti
Disponibilità liquide ed equivalenti
Altre attività finanziarie negoziabili o disponibili per la vendita:
- partecipazioni
- altri titoli
(1)
(2)
Crediti commerciali e altri crediti
Rimanenze
Attività per imposte correnti
Altre attività
(3)
(4)
(5)
(6)
Attività non correnti
Immobili, impianti e macchinari
Altre immobilizzazioni
Rimanenze immobilizzate-scorte d'obbligo
Attività immateriali
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto
Altre partecipazioni
Altre attività finanziarie
Attività per imposte anticipate
Altre attività
(7)
(8)
(9)
(10)
(11)
(11)
(12)
(13)
(14)
Totale
6.368
972
972
18.799
4.752
658
855
30.021
2.581
732
3.313
17.648
4.936
589
697
33.551
44.312
629
1.827
3.753
3.886
360
805
1.725
994
58.291
(15)
(19)
(16)
(17)
(18)
3.400
890
15.995
2.830
634
23.749
Passività non correnti
Passività finanziarie a lungo termine
Fondi per rischi e oneri
Fondi per benefici ai dipendenti
Passività per imposte differite
Altre passività
(19)
(20)
(21)
(22)
(23)
7.409
8.614
1.071
5.852
418
23.364
84
di cui verso
parti correlate
3.985
Attività destinate alla vendita
TOTALE ATTIVITÀ
PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO
Passività correnti
Passività finanziarie a breve termine
Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine
Debiti commerciali e altri debiti
Passività per imposte correnti
Altre passività
Passività direttamente associabili ad attività destinate alla vendita
TOTALE PASSIVITÀ
PATRIMONIO NETTO
Capitale e riserve di terzi azionisti
Patrimonio netto di Eni:
Capitale sociale
Riserve
Azioni proprie
Acconto sul dividendo
Utile dell’esercizio
Totale patrimonio netto di Eni
TOTALE PATRIMONIO NETTO
TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO
30.06.2007
31.12.2006
Stato patrimoniale
1.027
4
136
(24)
88.312
92
961
4
8.131
930
15.531
3.582
604
28.778
47.113
7.080
8.208
936
6.427
1.146
23.797
65
52.640
2.170
2.068
4.005
33.391
(5.374)
(2.210)
9.217
39.029
41.199
88.312
4.005
37.061
(5.693)
(24)
17
45.999
614
1.899
3.962
4.845
364
596
1.650
1.263
61.192
193
94.936
56
(25)
4.855
40.228
42.296
94.936
di cui verso
parti correlate
1.504
61
24
97
955
8
17
59
I semestre 2006
Conto economico
Totale
(milioni di euro)
Note
RICAVI
Ricavi della gestione caratteristica
Altri ricavi e proventi
Totale ricavi
COSTI OPERATIVI
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
- di cui oneri non ricorrenti
Costo lavoro
- di cui proventi non ricorrenti
Ammortamenti e svalutazioni
UTILE OPERATIVO
PROVENTI (ONERI) FINANZIARI
Proventi finanziari
Oneri finanziari
(27)
PROVENTI SU PARTECIPAZIONI
- Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
- Altri proventi/oneri su partecipazioni
(30)
UTILE ANTE IMPOSTE
Imposte sul reddito
Utile netto
Di competenza:
- azionisti Eni
- terzi azionisti
Utile per azione sull’utile netto di competenza degli azionisti
Eni (ammontari in euro per azione)
- semplice
- diluito
I semestre 2007
ENI RELAZIONE SEMESTRALE 2007 / SCHEMI
di cui verso
parti correlate
Totale
di cui verso
parti correlate
44.323
372
44.695
2.258
41.688
445
42.133
2.052
29.383
1.690
27.727
130
1.777
(74)
3.306
9.323
1.731
(28)
1.736
3.034
10.542
(29)
2.246
(2.095)
151
(31)
(25)
31
(6)
1.574
(1.549)
25
380
87
467
11.160
(5.547)
5.613
348
143
491
9.839
(4.673)
5.166
5.275
338
5.613
4.855
311
5.166
1,42
1,42
1,32
1,32
61
(37)
(32)
85
ENI RELAZIONE SEMESTRALE 2007 / SCHEMI
Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto
(902)
(902)
(902)
Proventi (oneri) complessivi del periodo
Operazioni con gli azionisti:
Attribuzione del dividendo di Eni SpA
(0,65 euro per azione a saldo dell'acconto 2005
di 0,45 euro per azione)
Attribuzione del dividendo delle altre società
Destinazione utile residuo 2005
Autorizzazione all’acquisto di azioni proprie
Acquisto azioni proprie
Azioni proprie cedute a fronte di piani
di incentivazione di dirigenti
Proventi (oneri) complessivi del periodo
Operazioni con gli azionisti:
Acconto sul dividendo di Eni SpA
(0,60 euro per azione)
Attribuzione del dividendo delle altre società
Versamento degli azionisti terzi
Acquisto azioni proprie
Azioni proprie cedute a fronte di piani
di incentivazione di dirigenti
Differenza tra valore di carico delle azioni
cedute e il prezzo di esercizio
delle stock option esercitate dai dirigenti
86
2.349 39.217
338 5.613
(5)
(5)
(5)
(5)
(5)
(902)
(907)
4.368
(26) (928)
(26) (933)
312 4.680
5.275
(4.086) (2.400)
(220)
4.702
(2.000)
2.000
11
11
(5.219)
(5)
2
959
2
7.329
7
2.709
(978)
(978)
18
18
(960) 1.686 (8.788) (3.360)
18
(220) (3.580)
247
247
6
5.219
5
6
(247)
(36)
(36)
6
(2)
(117)
(180)
(117) (5.224) 5.297
(2)
(78)
133 25.387 (5.178)
(364)
(364)
(364)
(2.400)
(220)
(4.702)
(978)
(18)
1.982
Totale
patrimonio netto
Capitale e riserve
di terzi azionisti
Totale
Utile del periodo
5.351 17.381 (4.216) (1.686) 8.788 36.868
5.275 5.275
1.686
Altri movimenti di patrimonio netto:
Vendita alla Saipem Projects SpA
della Snamprogetti SpA
Vendita a terzi di società consolidate
Costo stock option
Riclassifica riserve di Eni SpA
Altre riclassifiche
Differenza cambio da conversione
su distribuzione dividendi e altre variazioni
Saldi al 30 giugno 2006
4.005
Utile del secondo semestre 2006
Proventi (oneri) imputati direttamente
a patrimonio netto:
Variazione fair value titoli disponibili
per la vendita
Variazione fair value derivati cash flow hedge
Differenze cambio da conversione
dei bilanci in moneta diversa dall'euro
Acconto sul dividendo
941
Azioni proprie
5.345
Utili relativi a esercizi
precedenti
Riserva
per differenze cambio
da conversione
959
Altre riserve
Riserva per acquisto
azioni proprie
Saldi al 31 dicembre 2005
4.005
Utile del primo semestre 2006
Proventi (oneri) imputati direttamente
a patrimonio netto:
Variazione fair value titoli disponibili
per la vendita
Differenze cambio da conversione dei bilanci
in moneta diversa dall'euro
Riserva legale
(milioni di euro)
Capitale sociale
Patrimonio netto di Eni
(297) (127) (424)
(44) (410) (454)
5.275 37.832 2.031 39.863
3.942 3.942
268 4.210
(8)
(15)
(8)
(15)
(8)
(15)
(23)
(23)
(364)
(387)
3.555
(3) (367)
(3) (390)
265 3.820
3.942
(2.210)
(2.210)
(2)
22
(67)
43
14
(67)
43
7
21
(263)
(263)
67
57
(196) (2.210)
7
(2.409)
(2.210)
(2)
22
(263)
57
7
20 (2.389)
ENI RELAZIONE SEMESTRALE 2007 / SCHEMI
segue Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto
Saldi al 31 dicembre 2006 (NOTA 25)
4.005
959
7.262
Utile del primo semestre 2007 (NOTA 25)
Proventi (oneri) imputati direttamente
a patrimonio netto:
Variazione fair value titoli disponibili
per la vendita (NOTA 25)
Variazione fair value
derivati cash flow hedge (NOTA 25)
Differenze cambio da conversione
dei bilanci in moneta diversa dall'euro
(348)
(348)
(348)
Operazioni con gli azionisti:
Attribuzione del dividendo di Eni SpA
(0,65 euro per azione a saldo dell'acconto
2006 di 0,60 euro per azione) (NOTA 25)
Attribuzione del dividendo delle altre società
Destinazione utile residuo 2006
Acquisto azioni proprie (NOTA 25)
Azioni proprie cedute a fronte di piani
di incentivazione di dirigenti (NOTA 25)
Differenza tra valore di carico delle azioni
cedute e il prezzo di esercizio
delle stock option esercitate dai dirigenti
43
51
400 25.168 (5.374) (2.210) 9.217 39.029
4.855
(306)
31
(306)
31
8
129
(146)
172
(95)
2.170 41.199
311
(8)
(8)
(528)
(528)
(528)
(536)
(536)
(348)
(884)
3.971
(2) (350)
(2) (886)
309 4.280
4.855
(4.594) (2.384)
(227)
4.623
(20)
12
8
(20)
12
4
4.635
7.242
(2.384)
(227)
(4.623)
(339)
(339)
(339)
20
20
20
4
(319) 2.210 (9.217) (2.699)
8
959
5.166
(8)
2.210
Altri movimenti di patrimonio netto:
Costo stock option
Effetto netto relativo all’acquisto di azioni proprie
da parte di Saipem SpA e Snam Rete Gas SpA
Differenza cambio da conversione
su distribuzione dividendi e altre variazioni
4.005
Totale
Utile del periodo
Acconto sul dividendo
Azioni proprie
Utili relativi a esercizi
precedenti
Altre riserve
(1)
(240)
4.855
Proventi (oneri) complessivi del periodo
Saldi al 30 giugno 2007 (NOTA 25)
(398)
247
Totale
patrimonio netto
44
44
8
(247)
8
247
Capitale e riserve
di terzi azionisti
Altri movimenti di patrimonio netto:
Effetto netto relativo all’acquisto di azioni
proprie da parte di Saipem SpA
e Snam Rete Gas SpA
Acquisto e vendita di imprese consolidate
Costo stock option
Riclassifiche
Differenza cambio da conversione
su distribuzione dividendi e altre variazioni
Riserva
per differenze cambio
da conversione
Riserva per acquisto
azioni proprie
(milioni di euro)
Riserva legale
Capitale sociale
Patrimonio netto di Eni
117
117
(198)
(190)
(629)
(124) 29.613 (5.693)
4
(227) (2.926)
8
(81)
(73)
4.855 40.228
8
(196)
(196)
12
(184)
(69)
(257)
2.068 42.296
87
ENI RELAZIONE SEMESTRALE 2007 / SCHEMI
Rendiconto finanziario
(milioni di euro)
Utile dell’esercizio
Ammortamenti
Rivalutazioni nette
Variazioni fondi per rischi e oneri
Variazione fondo benefici per i dipendenti
Plusvalenze nette su cessioni di attività
Dividendi
Interessi attivi
Interessi passivi
Differenze cambio
Imposte sul reddito
Flusso di cassa del risultato operativo prima della variazione del capitale di esercizio
Variazioni:
- rimanenze
- crediti commerciali e diversi
- altre attività
- debiti commerciali e diversi
- altre passività
Flusso di cassa del risultato operativo
Dividendi incassati
Interessi incassati
Interessi pagati
Imposte sul reddito pagate
Flusso di cassa netto da attività di esercizio
- di cui verso parti correlate
Investimenti:
- immobilizzazioni materiali
- immobilizzazioni immateriali
- imprese entrate nell’area di consolidamento e rami d’azienda
- partecipazioni
- titoli
- crediti finanziari
- variazione debiti e crediti relativi all’attività di investimento
e imputazione di ammortamenti all’attivo patrimoniale
Flusso di cassa degli investimenti
Disinvestimenti:
- immobilizzazioni materiali
- immobilizzazioni immateriali
- imprese uscite dall’area di consolidamento e rami d’azienda
- partecipazioni
- titoli
- crediti finanziari
- variazione debiti e crediti relativi all’attività di disinvestimento
Flusso di cassa dei disinvestimenti
Flusso di cassa netto da attività di investimento (*)
- di cui verso parti correlate
88
Note
(28)
(30)
(31)
(34)
(7)
(10)
(34)
I semestre
2006
I semestre
2007
5.613
2.846
(305)
38
(4)
(60)
(57)
(164)
298
(41)
5.547
13.711
5.166
3.269
(258)
(80)
(60)
(26)
(131)
(301)
197
(68)
4.673
12.381
(493)
1.109
(206)
(158)
1.317
77
748
(154)
14.715
283
157
(86)
(4.401)
10.668
1.527
(158)
(155)
13.304
307
209
(169)
(3.968)
9.683
647
(2.588)
(466)
(45)
(12)
(281)
(305)
(3.353)
(904)
(1.085)
(3.850)
(71)
(408)
(179)
(3.876)
91
(9.580)
70
5
5
7
606
728
(23)
1.398
(2.478)
(289)
145
13
8
10
307
503
14
1.000
(8.580)
(358)
ENI RELAZIONE SEMESTRALE 2007 / SCHEMI
(milioni di euro)
Note
Assunzione di debiti finanziari non correnti
Rimborsi di debiti finanziari non correnti
Incremento (decremento) di debiti finanziari correnti
Apporti netti di capitale proprio da terzi
Acquisto netto di azioni proprie diverse dalla controllante
Acquisto di quote di partecipazioni in imprese consolidate
Cessione di quote di partecipazioni in imprese consolidate
Dividendi distribuiti ad azionisti Eni
Dividendi distribuiti ad azionisti terzi
Acquisto netto di azioni proprie
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento
- di cui verso parti correlate
Effetto della variazione dell’area di consolidamento
(inserimento/esclusione di imprese divenute rilevanti/irrilevanti)
Effetto delle differenze di cambio da conversione sulle disponibilità liquide ed equivalenti
Flusso di cassa netto del periodo
Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio del periodo
Disponibilità liquide ed equivalenti a fine del periodo
I semestre
2006
I semestre
2007
2.603
(2.825)
(921)
(1.143)
(34)
(191)
(7)
17
(2.400)
(220)
(960)
(4.904)
(34)
(1)
(1)
(1)
(140)
3.145
1.333
4.478
2.351
(2.422)
4.705
4.634
1
(337)
(2.384)
(227)
(319)
1.368
(17)
(4)
(84)
2.383
3.985
6.368
(*) Il “flusso di cassa netto da attività di investimento” comprende alcuni investimenti che, avuto riguardo alla loro natura (investimenti temporanei di disponibilità o finalizzati
all’ottimizzazione della gestione finanziaria) sono considerati in detrazione dei debiti finanziari ai fini della determinazione dell’indebitamento finanziario netto, così come indicato nelle
“Informazioni sulla gestione - Commento ai risultati economico-finanziari”.
Il flusso di cassa di questi investimenti è il seguente:
(milioni di euro)
I semestre
2006
I semestre
2007
Investimenti finanziari:
- titoli
- crediti finanziari
(70)
(16)
(36)
(16)
(106)
428
306
Disinvestimenti finanziari:
- titoli
- crediti finanziari
Flusso di cassa netto degli investimenti/disinvestimenti relativi all’attività finanziaria
54
30
482
336
466
230
89
ENI RELAZIONE SEMESTRALE 2007 / SCHEMI
INFORMAZIONI SUPPLEMENTARI
(milioni di euro)
Analisi degli investimenti in imprese entrate nell’area di consolidamento e in rami d’azienda
Attività correnti
Attività non correnti
Disponibilità finanziarie nette
Passività correnti e non correnti
Effetto netto degli investimenti
Trasferimento di partecipazioni non consolidate
Totale prezzo di acquisto
a dedurre:
Disponibilità liquide ed equivalenti
Flusso di cassa degli investimenti
Analisi dei disinvestimenti di imprese uscite dall’area di consolidamento e rami d’azienda
Attività correnti
Attività non correnti
Disponibilità finanziarie nette (indebitamento finanziario netto)
Passività correnti e non correnti
Effetto netto dei disinvestimenti
Plusvalenza per disinvestimenti
Interessenza di terzi
Totale prezzo di vendita
a dedurre:
Disponibilità liquide ed equivalenti
Flusso di cassa dei disinvestimenti
I semestre
2006
68
129
53
(92)
158
(60)
98
(53)
45
I semestre
2007
1.607
(522)
1.085
1.085
1.085
9
(1)
(4)
1
24
(25)
4
1
8
5
8
5
8
Operazioni che non hanno comportato flussi di cassa
Acquisizione di partecipazioni con conferimento di rami d’azienda:
(milioni di euro)
Analisi dei conferimenti dei rami d’azienda
Attività correnti
Attività non correnti
Indebitamento finanziario netto
Passività correnti e non correnti
Effetto netto dei conferimenti
Interessenza di terzi
Plusvalenza da conferimento
Acquisizione di partecipazioni
90
I semestre
2006
23
213
(44)
(53)
139
(36)
18
121
I semestre
2007
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / C R I T E R I D I R E DA Z I O N E - P R I N C I P I D I C O N S O L I DA M E N TO
Criteri di redazione
La relazione semestrale consolidata è predisposta secondo gli International Financial Reporting Standards (nel seguito “IFRS” o “principi contabili internazionali”) emanati dall’International Accounting Standards Board (IASB) e adottati dalla Commissione Europea
secondo la procedura di cui all’art. 6 del Regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002
e ai sensi dell’art. 9 del D.Lgs. 38/05. La relazione semestrale è redatta secondo le disposizioni dello IAS 34 “Bilanci Intermedi”; gli
schemi di bilancio sono gli stessi adottati nel bilancio annuale. Con riferimento alle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi sono adottati i criteri applicati a livello internazionale con particolare riferimento alla determinazione degli ammortamenti con il metodo dell’unità di prodotto e alla rilevazione dei Production Sharing Agreement e dei contratti di buy-back.
La relazione semestrale consolidata è redatta applicando il metodo del costo storico con l’eccezione delle voci di bilancio che
secondo gli IFRS sono rilevate al fair value, come indicato nei criteri di valutazione.
La relazione semestrale consolidata comprende la relazione semestrale di Eni SpA e delle imprese italiane ed estere sulle quali Eni
ha il diritto di esercitare, direttamente o indirettamente, il controllo, determinandone le scelte finanziarie e gestionali e di ottenerne i benefici relativi. Sono escluse dall’area di consolidamento le imprese non significative e le imprese il cui consolidamento
non produce effetti significativi. Si presumono non significative le imprese che non superano due dei seguenti parametri: (i) totale
attivo o indebitamento finanziario lordo: 3.125 migliaia di euro; (ii) totale ricavi: 6.250 migliaia di euro; (iii) numero medio dei
dipendenti: 50 unità. Le imprese il cui consolidamento non produce effetti significativi riguardano, generalmente, quelle che svolgono il ruolo di operatore unico nella gestione di contratti petroliferi per conto delle società partecipanti all’iniziativa mineraria; la
loro attività è finanziata pro-quota, sulla base di budget approvati, dalle società partecipanti al contratto petrolifero cui sono periodicamente presentati i rendiconti degli esborsi e degli incassi derivanti dalla gestione del contratto. I costi e i ricavi, nonché i dati
operativi (produzioni, riserve, ecc.) dell’iniziativa mineraria sono perciò rilevati pro-quota nel bilancio delle società partecipanti a
cui fanno carico inoltre le obbligazioni derivanti dall’iniziativa mineraria. Gli effetti delle esclusioni non assumono rilevanza1.
Le imprese controllate escluse dall’area di consolidamento, le imprese controllate congiuntamente con altri soci, le imprese collegate e le altre partecipazioni sono valutate secondo i criteri indicati al punto “Attività finanziarie”.
Le imprese consolidate, le imprese controllate non consolidate, le imprese controllate congiuntamente con altri soci, le imprese
collegate nonché le partecipazioni rilevanti a norma dell’art. 126 della deliberazione Consob n. 11971 del 14 maggio 1999 e successive modificazioni sono distintamente indicate nell’allegato “Imprese e partecipazioni rilevanti di Eni SpA al 30 giugno 2007”
che fa parte integrante delle presenti note. Nello stesso allegato è riportata anche la variazione dell’area di consolidamento verificatasi nel periodo.
La relazione semestrale consolidata al 30 giugno 2007, approvata dal Consiglio di Amministrazione di Eni nella riunione del 20
settembre 2007, è sottoposta a revisione contabile limitata da parte della PricewaterhouseCoopers 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 della relazione semestrale consolidata e delle relative note, tenuto conto della loro rilevanza, sono espressi in
milioni di euro.
Principi di consolidamento
Partecipazioni in imprese incluse nell’area di consolidamento
Le attività e le passività, gli oneri e i proventi delle imprese consolidate con il metodo dell’integrazione globale sono assunti integralmente nella relazione semestrale consolidata; il valore contabile delle partecipazioni è eliminato a fronte della corrispondente frazione di patrimonio netto delle imprese partecipate.
Alla data di acquisizione del controllo, il patrimonio netto delle imprese partecipate è determinato attribuendo ai singoli elementi dell’attivo e del passivo patrimoniale il loro valore corrente. L’eventuale differenza residua rispetto al costo di acquisto, se
positiva, è iscritta alla voce dell’attivo “Avviamento”; se negativa, è imputata a conto economico.
In presenza di quote di partecipazione acquisite successivamente all’assunzione del controllo (acquisto di minorities), l’eventuale differenza positiva tra il costo di acquisto e la corrispondente frazione di patrimonio netto acquisita è rilevata alla voce dell’attivo “Avviamento”.
(1) Secondo le disposizioni del Framework dei principi contabili internazionali “l’informazione è rilevante se la sua omissione o errata presentazione può influenzare
le decisioni economiche degli utilizzatori prese sulla base del bilancio”.
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Gli utili o le perdite derivanti dalla cessione di quote di partecipazioni in imprese consolidate sono imputati a conto economico
per l’ammontare corrispondente alla differenza fra il prezzo di vendita e la corrispondente frazione di patrimonio netto ceduta.
Le quote del patrimonio netto e dell’utile di competenza dei soci di minoranza sono iscritte in apposite voci della relazione semestrale consolidata; la quota di patrimonio netto dei soci di minoranza è determinata sulla base dei valori correnti attribuiti alle
attività e passività alla data di assunzione del controllo, escluso l’eventuale avviamento ad essi attribuibile.
Operazioni infragruppo
Gli utili derivanti da operazioni tra le imprese consolidate e non ancora realizzati nei confronti di terzi sono eliminati così come
sono eliminati i crediti, i debiti, i proventi e gli oneri, le garanzie, gli impegni e i rischi tra imprese consolidate. Le perdite infragruppo non sono eliminate perché si considerano rappresentative di un effettivo minor valore del bene ceduto.
Conversione dei bilanci in moneta diversa dall’euro
Le situazioni contabili semestrali delle imprese operanti in aree diverse dall’euro sono convertiti in euro applicando alle voci dell’attivo e del passivo patrimoniale i cambi correnti alla data di chiusura del periodo, alle voci del patrimonio netto i cambi storici
e alle voci del conto economico i cambi medi del periodo (fonte: Ufficio Italiano Cambi).
Le differenze cambio da conversione delle situazioni contabili semestrali delle imprese operanti in aree diverse dall’euro, derivanti
dall’applicazione di cambi diversi per le attività e passività, per il patrimonio netto e per il conto economico, sono imputate alla
voce del patrimonio netto “Altre riserve” per la parte di competenza del Gruppo e alla voce “Capitale e riserve di terzi azionisti”
per la parte di competenza di terzi. La riserva per differenza cambio è imputata a conto economico all’atto della cessione della
partecipazione o del rimborso del capitale investito.
Le situazioni contabili semestrali utilizzate per la conversione sono quelle espresse nella moneta funzionale che per le società che
non adottano l’euro è prevalentemente il dollaro USA.
Criteri di valutazione
I criteri di valutazione più significativi adottati per la redazione della relazione semestrale consolidata sono indicati nei punti
seguenti.
Attività correnti
Le attività finanziarie destinate alla negoziazione e le attività finanziarie disponibili per la vendita, differenti da partecipazioni a cui
sono associati strumenti derivati, sono rilevate al fair value con imputazione degli effetti, rispettivamente, alla voce di conto economico “Proventi (oneri) finanziari” e alla voce di patrimonio netto “Altre riserve”; in quest’ultima fattispecie, le variazioni del fair
value rilevate nel patrimonio netto sono imputate a conto economico all’atto della svalutazione o del realizzo.
Le attività finanziarie disponibili per la vendita rappresentate da partecipazioni a cui sono associati strumenti derivati sono valutate al fair value con imputazione degli effetti della variazione a conto economico, anziché tra le riserve di patrimonio netto (cd.
fair value option), al fine di assicurare la simmetria con la rappresentazione a conto economico delle variazioni del fair value del
derivato.
Il fair value degli strumenti finanziari è stimato sulla base delle quotazioni di mercato ovvero, in loro assenza, sulla base di adeguate tecniche di valutazione che utilizzano variabili finanziarie aggiornate e utilizzate dagli operatori di mercato nonché, ove
possibile, tenendo conto dei prezzi rilevati in transazioni recenti su strumenti finanziari similari. Quando l’acquisto o la vendita di
attività finanziarie prevede il regolamento dell’operazione e la consegna dell’attività entro un determinato numero di giorni, stabiliti dagli organi di controllo del mercato o da convenzioni (es. acquisto di titoli su mercati regolamentati), l’operazione è rilevata alla data del regolamento. I crediti sono iscritti al costo ammortizzato (v. punto successivo “Attività finanziarie”). Le attività
finanziarie cedute sono eliminate dall’attivo patrimoniale quando il diritto a ricevere i flussi di cassa è trasferito unitamente a tutti
i rischi e benefici associati alla proprietà. Le rimanenze, incluse le scorte d’obbligo, differenti dai lavori in corso su ordinazione,
sono iscritte al minore tra il costo di acquisto o di produzione e il valore netto di realizzo rappresentato dall’ammontare che l’impresa si attende di ottenere dalla loro vendita nel normale svolgimento dell’attività. Il costo delle rimanenze di idrocarburi (greggio, condensati e gas naturale) e di prodotti petroliferi è determinato applicando il metodo del costo medio ponderato su base
trimestrale; quello dei prodotti chimici è determinato applicando il costo medio ponderato su base annuale.
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I lavori in corso su ordinazione sono valutati sulla base dei corrispettivi pattuiti in relazione allo stato di avanzamento dei lavori
determinato utilizzando il metodo del costo sostenuto (cost-to-cost). Gli acconti versati dai committenti sono detratti dal valore
delle rimanenze nei limiti dei corrispettivi maturati; la parte eccedente il valore delle rimanenze è iscritta nelle passività. Le perdite derivanti dalla chiusura delle commesse sono rilevate interamente nel periodo in cui sono previste. I lavori in corso su ordinazione non fatturati i cui corrispettivi sono pattuiti in moneta diversa dall’euro sono convertiti in euro applicando il cambio corrente alla data di chiusura del periodo con imputazione degli effetti a conto economico.
Gli strumenti di copertura sono indicati al punto “Strumenti derivati”.
Attività non correnti
Attività materiali2
Le attività materiali, ivi inclusi gli investimenti immobiliari, sono rilevate secondo il criterio del costo e iscritte al prezzo di acquisto o al costo di produzione comprensivo dei costi accessori di diretta imputazione necessari a rendere le attività pronte all’uso.
Quando è necessario un rilevante periodo di tempo affinché il bene sia pronto all’uso, il prezzo di acquisto o il costo di produzione include gli oneri finanziari sostenuti che teoricamente si sarebbero risparmiati, nel periodo necessario a rendere il bene pronto all’uso, qualora l’investimento non fosse stato fatto. In presenza di obbligazioni attuali per lo smantellamento, la rimozione
delle attività e la bonifica dei siti, il valore di iscrizione include i costi stimati (attualizzati) da sostenere al momento dell’abbandono delle strutture, rilevati in contropartita ad uno specifico fondo. Il trattamento contabile delle revisioni di stima di questi
costi, del trascorrere del tempo e del tasso di attualizzazione sono indicati al punto “Fondi per rischi e oneri”3.
Non è ammesso effettuare rivalutazioni delle attività materiali, neanche in applicazione di leggi specifiche.
I beni assunti in leasing finanziario, ovvero relativi ad accordi che, pur non assumendo la forma esplicita di un leasing finanziario
prevedono il trasferimento sostanziale dei benefici e rischi della proprietà, sono iscritti al fair value al netto dei contributi di spettanza del conduttore o, se inferiore, al valore attuale dei pagamenti minimi dovuti per il leasing, tra le attività materiali in contropartita al debito finanziario verso il locatore e ammortizzati secondo i criteri di seguito indicati. Quando non vi è la ragionevole
certezza di esercitare il diritto di riscatto, l’ammortamento è effettuato nel periodo più breve tra la durata della locazione e la vita
utile del bene.
I costi per migliorie, ammodernamento e trasformazione aventi natura incrementativa delle attività materiali sono imputati all’attivo patrimoniale.
Le attività materiali, a partire dal momento in cui inizia o avrebbe dovuto iniziare l’utilizzazione del bene, sono ammortizzate
sistematicamente a quote costanti lungo la loro vita utile intesa come la stima del periodo in cui l’attività sarà utilizzata dall’impresa. Quando l’attività materiale è costituita da più componenti significative aventi vite utili differenti, l’ammortamento è effettuato per ciascuna componente. Il valore da ammortizzare è rappresentato dal valore di iscrizione ridotto del presumibile valore
netto di cessione al termine della sua vita utile, se significativo e ragionevolmente determinabile. Non sono oggetto di ammortamento i terreni, anche se acquistati congiuntamente ad un fabbricato, nonché le attività materiali destinate alla cessione che sono
valutate al minore tra il valore di iscrizione e il loro fair value al netto degli oneri di dismissione.
I beni gratuitamente devolvibili sono ammortizzati nel periodo di durata della concessione o della vita utile del bene se minore.
I costi di sostituzione di componenti identificabili di beni complessi sono imputati all’attivo patrimoniale e ammortizzati lungo la
loro vita utile; il valore di iscrizione residuo della componente oggetto di sostituzione è imputato a conto economico. Le spese di
manutenzione e riparazione ordinarie sono imputate a conto economico nel periodo in cui sono sostenute.
Quando si verificano eventi che fanno presumere una riduzione del valore delle attività materiali, la loro recuperabilità è verificata confrontando il valore di iscrizione con il relativo valore recuperabile rappresentato dal maggiore tra il fair value, al netto degli
oneri di dismissione, e il valore d’uso. In assenza di un accordo di vendita vincolante, il fair value è stimato sulla base dei valori
espressi da un mercato attivo, da transazioni recenti ovvero sulla base delle migliori informazioni disponibili per riflettere l’ammontare che l’impresa potrebbe ottenere dalla vendita del bene. Il valore d’uso è determinato attualizzando i flussi di cassa attesi derivanti dall’uso del bene e, se significativi e ragionevolmente determinabili, dalla sua cessione al termine della sua vita utile al
netto degli oneri di dismissione. I flussi di cassa sono determinati sulla base di assunzioni ragionevoli e documentabili rappresentative della migliore stima delle future condizioni economiche che si verificheranno nella residua vita utile del bene, dando mag-
(2) I criteri relativi alla rilevazione e valutazione delle attività minerarie sono indicati al punto “Attività minerarie”.
(3) Queste passività riguardano essenzialmente il settore Exploration & Production; tenuto conto dell’indeterminatezza del momento temporale di abbandono degli asset,
che impedisce di stimare i relativi costi attualizzati di abbandono, i costi di smantellamento e ripristino siti relativi alle attività materiali dei settori Refining & Marketing,
Gas & Power e Petrolchimica sono rilevati quando è determinabile la data dell’effettivo sostenimento dell’onere e l’ammontare dell’obbligazione può essere attendibilmente
stimato. Al riguardo Eni valuta periodicamente le condizioni di svolgimento dell’attività al fine di verificare il sopraggiungere di cambiamenti, circostanze ed eventi che
possano comportare la necessità di rilevare costi di smantellamento e ripristino siti relativi alle attività materiali dei settori Refining & Marketing, Gas & Power e Petrolchimica.
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giore rilevanza alle indicazioni provenienti dall’esterno. L’attualizzazione è effettuata ad un tasso che tiene conto del rischio implicito nei settori di attività in cui opera l’impresa. La valutazione è effettuata per singola attività o per il più piccolo insieme identificabile di attività che genera flussi di cassa in entrata autonomi derivanti dall’utilizzo continuativo (cd. cash generating unit).
Quando vengono meno i motivi delle svalutazioni effettuate, le attività sono rivalutate e la rettifica è imputata a conto economico come rivalutazione (ripristino di valore). La rivalutazione è effettuata al minore tra il valore recuperabile e il valore di iscrizione al lordo delle svalutazioni precedentemente effettuate e ridotto delle quote di ammortamento che sarebbero state stanziate
qualora non si fosse proceduto alla svalutazione.
Attività immateriali
Le attività immateriali riguardano le attività prive di consistenza fisica identificabili, controllate dall’impresa e in grado di produrre
benefici economici futuri, nonché l’avviamento, quando acquisito a titolo oneroso. L’identificabilità è definita con riferimento alla
possibilità di distinguere l’attività immateriale acquisita dall’avviamento; questo requisito è soddisfatto, di norma, quando: (i) l’attività immateriale è riconducibile ad un diritto legale o contrattuale, oppure (ii) l’attività è separabile, ossia può essere ceduta, trasferita, data in affitto o scambiata autonomamente oppure come parte integrante di altre attività. Il controllo dell’impresa consiste
nella potestà di usufruire dei benefici economici futuri derivanti dall’attività e nella possibilità di limitarne l’accesso ad altri.
Le attività immateriali sono iscritte al costo determinato secondo i criteri indicati per le attività materiali. Non è ammesso effettuare rivalutazioni, neanche in applicazione di leggi specifiche.
Le attività immateriali aventi vita utile definita sono ammortizzate sistematicamente lungo la loro vita utile intesa come la stima
del periodo in cui le attività saranno utilizzate dall’impresa; la recuperabilità del loro valore di iscrizione è verificata adottando i
criteri indicati al punto “Attività materiali”.
L’avviamento e le altre attività immateriali aventi vita utile indefinita non sono oggetto di ammortamento; la recuperabilità del
loro valore di iscrizione è verificata almeno annualmente e comunque quando si verificano eventi che fanno presupporre una
riduzione del valore. Con riferimento all’avviamento, la verifica è effettuata a livello del più piccolo aggregato sulla base del quale
la Direzione aziendale valuta, direttamente o indirettamente, il ritorno dell’investimento che include l’avviamento stesso.
Quando il valore di iscrizione della cash generating unit comprensivo dell’avviamento ad essa attribuito è superiore al valore recuperabile, la differenza costituisce oggetto di svalutazione che viene attribuita in via prioritaria all’avviamento fino a concorrenza
del suo ammontare; l’eventuale eccedenza della svalutazione rispetto all’avviamento è imputata pro-quota al valore di libro degli
asset che costituiscono la cash generating unit. Le svalutazioni dell’avviamento non sono oggetto di ripristino di valore4.
L’avviamento negativo è imputato a conto economico.
I costi relativi all’attività di sviluppo tecnologico sono imputati all’attivo patrimoniale quando: (i) il costo attribuibile all’attività
immateriale è attendibilmente determinabile; (ii) vi è l’intenzione, la disponibilità di risorse finanziarie e la capacità tecnica a rendere l’attività disponibile all’uso o alla vendita; (iii) è dimostrabile che l’attività è in grado di produrre benefici economici futuri.
Attività mineraria5
ACQUISIZIONE DI TITOLI MINERARI
I costi sostenuti per l’acquisizione di titoli minerari sono rilevati in relazione alle attività acquisite (potenziale esplorativo, riserve
probabili, riserve possibili, riserve certe). Quando l’acquisto riguarda nel complesso riserve e potenziale esplorativo, il costo è
attribuito alle diverse attività acquisite sulla base del valore determinato attualizzando i corrispondenti flussi di cassa attesi.
I costi del potenziale esplorativo, rappresentati dai costi di acquisizione dei permessi di ricerca o di estensione dei permessi esistenti (bonus di firma), sono imputati alla voce “Attività immateriali” e ammortizzati a quote costanti nel periodo di esplorazione previsto in contratto. Se l’esplorazione è abbandonata, il costo residuo è imputato a conto economico.
I costi di acquisizione delle riserve certe, delle riserve probabili e delle riserve possibili sono rilevati all’attivo patrimoniale. I costi
delle riserve certe sono ammortizzati secondo il metodo dell’unità di prodotto (UOP), come indicato al successivo punto
“Sviluppo”, considerando sia le riserve sviluppate, sia quelle non sviluppate. I costi delle riserve probabili e delle riserve possibili
sono sospesi in attesa dell’esito delle attività di esplorazione; in caso di esito negativo, sono imputati a conto economico.
(4) La svalutazione non è oggetto di storno anche nel caso in cui, sulla base delle condizioni esistenti in un periodo infrannuale successivo, la svalutazione sarebbe stata minore
ovvero non rilevata.
(5) I principi contabili internazionali non stabiliscono criteri specifici di rilevazione e valutazione delle attività minerarie. Eni ha mantenuto i criteri di rilevazione e valutazione
delle attività di esplorazione e valutazione delle risorse minerarie adottati precedentemente all’introduzione degli IFRS, come consentito dall’IFRS 6 “Esplorazione e valutazione
delle risorse minerarie”.
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ESPLORAZIONE
I costi sostenuti per accertare l’esistenza di un nuovo giacimento, sia prima dell’acquisizione dei titoli minerari, sia successivamente alla stessa (prospezioni delle aree, sondaggi esplorativi, rilievi geologici e geofisici, perforazione di pozzi esplorativi, acquisizione di dati sismici rilevati da terzi, ecc.), sono imputati all’attivo patrimoniale, per rappresentarne la natura di investimento, e
ammortizzati interamente nel periodo in cui sono sostenuti.
SVILUPPO
I costi di sviluppo sostenuti per l’accertamento di riserve certe e la costruzione e l’installazione degli impianti necessari all’estrazione, trattamento, raccolta e stoccaggio di idrocarburi sono imputati all’attivo patrimoniale e ammortizzati, prevalentemente,
con il metodo UOP perché la loro vita utile è strettamente correlata alle disponibilità di riserve di idrocarburi economicamente
sfruttabili. Secondo tale metodo, i costi residui al termine di ciascun trimestre sono ammortizzati applicando l’aliquota ottenuta
dal rapporto tra i volumi estratti nel trimestre e le riserve certe sviluppate esistenti alla fine del trimestre, incrementate dei volumi estratti nel trimestre stesso. Il metodo è applicato con riferimento al più piccolo insieme che realizza una correlazione diretta
tra investimenti e riserve certe sviluppate.
I costi relativi ai pozzi di sviluppo con esito minerario negativo o incidentati sono imputati a conto economico come minusvalenze da radiazione.
Le svalutazioni e le rivalutazioni dei costi di sviluppo sono effettuate applicando i criteri previsti per le attività materiali.
PRODUZIONE
I costi relativi all’attività di produzione (estrazione, manutenzione ordinaria dei pozzi, trasporto, ecc.) sono imputati a conto economico nel periodo in cui sono sostenuti.
PRODUCTION SHARING AGREEMENT E CONTRATTI DI BUY-BACK
I ricavi e le riserve relative ai Production Sharing Agreement e ai contratti di buy-back sono determinati sulla base delle clausole contrattuali relative al rimborso dei costi sostenuti per le attività di esplorazione, sviluppo e operative (cost oil) e alla quota di spettanza delle produzioni realizzate (profit oil).
CHIUSURA E ABBANDONO DEI POZZI
I costi che si presume di sostenere al termine dell’attività di produzione per l’abbandono dell’area, lo smantellamento, la rimozione delle strutture e il ripristino del sito sono rilevati all’attivo patrimoniale secondo i criteri indicati al punto “Attività materiali” e ammortizzati con il metodo UOP.
Contributi
I contributi in conto capitale sono rilevati quando esiste la ragionevole certezza che saranno realizzate le condizioni previste dagli
organi governativi concedenti per il loro ottenimento e sono imputati a riduzione del prezzo di acquisto o del costo di produzione delle attività cui si riferiscono. I contributi in conto esercizio sono rilevati a conto economico.
Attività finanziarie
PARTECIPAZIONI
Le partecipazioni in imprese controllate escluse dall’area di consolidamento, in imprese controllate congiuntamente e in imprese
collegate sono valutate con il metodo del patrimonio netto. Quando non si producono effetti significativi sulla situazione patrimoniale, finanziaria e sul risultato economico, le imprese controllate escluse dall’area di consolidamento, le imprese controllate congiuntamente e le imprese collegate sono valutate al costo rettificato per perdite di valore. Quando vengono meno i motivi delle svalutazioni effettuate, le partecipazioni valutate al costo sono rivalutate nei limiti delle svalutazioni effettuate con imputazione dell’effetto a conto economico alla voce “Altri proventi/oneri su partecipazioni”.
Le altre partecipazioni iscritte tra le attività non correnti sono valutate al fair value con imputazione degli effetti alla voce di patrimonio
netto “Altre riserve”; la riserva è imputata a conto economico all’atto della svalutazione o del realizzo. Quando il fair value non può essere attendibilmente determinato, le partecipazioni sono valutate al costo rettificato per perdite di valore; le perdite di valore non sono
oggetto di ripristino6.
Il rischio derivante da eventuali perdite eccedenti il patrimonio netto è rilevato in un apposito fondo nella misura in cui la partecipante
è impegnata ad adempiere a obbligazioni legali o implicite nei confronti dell’impresa partecipata o comunque a coprire le sue perdite.
(6) La svalutazione non è oggetto di ripristino neanche nel caso in cui, sulla base delle condizioni esistenti in un periodo infrannuale successivo, la svalutazione sarebbe stata
minore ovvero non rilevata.
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CREDITI E ATTIVITÀ FINANZIARIE DA MANTENERSI SINO ALLA SCADENZA
I crediti e le attività finanziarie da mantenersi sino alla scadenza sono iscritti al costo rappresentato dal fair value del corrispettivo iniziale dato in cambio, incrementato dei costi di transazione (es. commissioni, consulenze, etc.). Il valore di iscrizione iniziale
è successivamente rettificato per tener conto dei rimborsi in quota capitale, delle eventuali svalutazioni e dell’ammortamento
della differenza tra il valore di rimborso e il valore di iscrizione iniziale; l’ammortamento è effettuato sulla base del tasso di interesse interno effettivo rappresentato dal tasso che rende uguali, al momento della rilevazione iniziale, il valore attuale dei flussi di
cassa attesi e il valore di iscrizione iniziale (cd. metodo del costo ammortizzato); le eventuali svalutazioni sono determinate confrontando il relativo valore di iscrizione con il valore attuale dei flussi di cassa attesi attualizzati al tasso di interesse effettivo definito al momento della rilevazione iniziale. Gli effetti economici della valutazione al costo ammortizzato sono imputati alla voce
“Proventi (oneri) finanziari”.
Passività finanziarie
I debiti sono rilevati con il metodo del costo ammortizzato (v. punto precedente “Attività finanziarie”).
Fondi per rischi e oneri
I fondi per rischi e oneri riguardano costi e oneri di natura determinata e di esistenza certa o probabile che alla data di chiusura
del periodo sono indeterminati nell’ammontare o nella data di sopravvenienza. Gli accantonamenti sono rilevati quando: (i) è
probabile l’esistenza di un’obbligazione attuale, legale o implicita, derivante da un evento passato; (ii) è probabile che l’adempimento dell’obbligazione sia oneroso; (iii) l’ammontare dell’obbligazione può essere stimato attendibilmente. Gli accantonamenti sono iscritti al valore rappresentativo della migliore stima dell’ammontare che l’impresa razionalmente pagherebbe per estinguere l’obbligazione ovvero per trasferirla a terzi alla data di chiusura del periodo. Quando l’effetto finanziario del tempo è significativo e le date di pagamento delle obbligazioni sono attendibilmente stimabili, l’accantonamento è oggetto di attualizzazione
al tasso medio del debito dell’impresa; l’incremento del fondo connesso al trascorrere del tempo è imputato a conto economico
alla voce “Proventi (oneri) finanziari”.
Quando la passività è relativa ad attività materiali (es. smantellamento e ripristino siti), il fondo è rilevato in contropartita all’attività a cui si riferisce; l’imputazione a conto economico avviene attraverso il processo di ammortamento.
I costi che l’impresa prevede di sostenere per attuare programmi di ristrutturazione sono iscritti nel periodo in cui viene definito
formalmente il programma e si è generata nei soggetti interessati la valida aspettativa che la ristrutturazione avrà luogo.
I fondi sono periodicamente aggiornati per riflettere le variazioni delle stime dei costi, dei tempi di realizzazione e del tasso di
attualizzazione; le revisioni di stima sono imputate alla medesima voce di conto economico che ha precedentemente accolto l’accantonamento ovvero, quando la passività è relativa ad attività materiali (es. smantellamento e ripristino siti), in contropartita
all’attività a cui si riferisce.
Nelle note alla relazione semestrale consolidata sono illustrate le passività potenziali rappresentate da: (i) obbligazioni possibili,
ma non probabili, derivanti da eventi passati, la cui esistenza sarà confermata solo al verificarsi o meno di uno o più eventi futuri
incerti non totalmente sotto il controllo dell’impresa; (ii) obbligazioni attuali derivanti da eventi passati il cui ammontare non può
essere stimato attendibilmente o il cui adempimento è probabile che non sia oneroso.
Benefici per i dipendenti
I benefici successivi al rapporto di lavoro sono definiti sulla base di programmi, ancorché non formalizzati, che in funzione delle
loro caratteristiche sono distinti in programmi “a contributi definiti” e programmi “a benefici definiti”. Nei programmi a contributi definiti l’obbligazione dell’impresa, limitata al versamento dei contributi allo Stato ovvero ad un patrimonio o ad un’entità
giuridicamente distinta (cd. fondo), è determinata sulla base dei contributi dovuti.
La passività relativa ai programmi a benefici definiti, al netto delle eventuali attività al servizio del piano, è determinata sulla base
di ipotesi attuariali ed è rilevata per competenza di periodo coerentemente al periodo lavorativo necessario all’ottenimento dei
benefici; la valutazione della passività è effettuata da attuari indipendenti.
Gli utili e le perdite attuariali relative a programmi a benefici definiti derivanti da variazioni delle ipotesi attuariali utilizzate o da
modifiche delle condizioni del piano sono rilevati pro quota a conto economico, per la rimanente vita lavorativa media dei dipendenti che partecipano al programma, se e nei limiti in cui il loro valore netto non rilevato al termine dell’esercizio precedente
eccede il maggiore valore tra il 10% del valore attuale della passività relativa al programma e il 10% del fair value delle attività al
suo servizio (cd. metodo del corridoio).
Le obbligazioni relative a benefici a lungo termine sono determinate adottando ipotesi attuariali; gli effetti derivanti dalle modifiche delle ipotesi attuariali ovvero da una modifica delle caratteristiche del beneficio sono rilevati interamente a conto economico.
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Azioni proprie
Le azioni proprie sono rilevate al costo e iscritte a riduzione del patrimonio netto. Il corrispettivo derivante dalle eventuali vendite successive è rilevato a incremento del patrimonio netto.
Ricavi e costi
I ricavi delle vendite e delle prestazioni di servizi sono rilevati quando si verifica l’effettivo trasferimento dei rischi e dei vantaggi
rilevanti tipici della proprietà o al compimento della prestazione. Relativamente ai prodotti venduti più rilevanti per Eni, il
momento del riconoscimento dei ricavi coincide:
- per i greggi, generalmente con la spedizione;
- per il gas naturale, con la consegna al cliente;
- per i prodotti petroliferi venduti sul mercato rete, con la consegna alle stazioni di servizio; per le altre vendite, generalmente
con la spedizione;
- per i prodotti chimici e per gli altri prodotti venduti, generalmente con la spedizione.
I ricavi sono riconosciuti al momento della spedizione quando a quella data i rischi di perdita sono trasferiti all’acquirente.
I ricavi derivanti dalla vendita del greggio e del gas naturale prodotti in campi dove Eni detiene un interesse congiuntamente con
altri produttori sono iscritti in proporzione alla quantità prodotta di spettanza (entitlement method); i ricavi e i costi connessi al
ritiro di quantità inferiori o superiori rispetto alle quote di spettanza sono valorizzati ai prezzi correnti alla chiusura del periodo.
Gli stanziamenti di ricavi relativi a servizi parzialmente resi sono rilevati per il corrispettivo maturato, sempreché sia possibile
determinarne attendibilmente lo stadio di completamento e non sussistano incertezze di rilievo sull’ammontare e sull’esistenza
del ricavo e dei relativi costi; diversamente sono rilevati nei limiti dei costi sostenuti recuperabili.
I corrispettivi maturati nel periodo relativi ai lavori in corso su ordinazione sono iscritti sulla base dei corrispettivi pattuiti in relazione allo stato di avanzamento dei lavori determinato utilizzando il metodo del costo sostenuto (cost-to-cost). Le richieste di corrispettivi aggiuntivi derivanti da modifiche ai lavori previsti contrattualmente si considerano nell’ammontare complessivo dei corrispettivi quando è probabile che il committente approverà le varianti e il relativo prezzo; le altre richieste (claims) derivanti, ad
esempio, da maggiori oneri sostenuti per cause imputabili al committente, si considerano nell’ammontare complessivo dei corrispettivi solo quando è probabile che la controparte le accetti.
I ricavi sono iscritti al netto di resi, sconti, abbuoni e premi, nonché delle imposte direttamente connesse. Le permute tra beni o servizi di natura e valore simile, in quanto non rappresentative di operazioni di vendita, non determinano la rilevazione di ricavi e costi.
I costi sono iscritti quando relativi a beni e servizi venduti o consumati nel periodo o per ripartizione sistematica ovvero quando
non si possa identificare l’utilità futura degli stessi.
I costi relativi alle quote di emissione, determinati sulla base della media dei prezzi esistenti sulle principali borse europee alla
chiusura del periodo, sono rilevati limitatamente alla quota di emissione di anidride carbonica eccedenti le quote assegnate; i proventi relativi alle quote di emissione sono rilevati all’atto del realizzo attraverso la cessione.
I canoni relativi a leasing operativi sono imputati a conto economico lungo la durata del contratto.
I costi per il personale includono, coerentemente alla natura sostanziale di retribuzione che assumono, le stock grant e stock option
assegnate ai dirigenti. Il costo è determinato con riferimento al fair value del diritto assegnato al dirigente alla data di assunzione
dell’impegno e non è oggetto di successivo adeguamento; la quota di competenza del periodo è determinata pro rata temporis
lungo il periodo a cui è riferita l’incentivazione (cd. vesting period)7. Il fair value delle stock grant è rappresentato dal valore corrente dell’azione alla data di assunzione dell’impegno, ridotto del valore attuale dei dividendi attesi nel vesting period. Il fair value
delle stock option è rappresentato dal valore dell’opzione determinato applicando adeguate tecniche di valutazione che tengono
conto delle condizioni di esercizio del diritto, del valore corrente dell’azione, della volatilità attesa e del tasso d’interesse privo di
rischio. Il fair value delle stock grant e delle stock option è rilevato con contropartita alla voce “Altre riserve”.
I costi volti all’acquisizione di nuove conoscenze o scoperte, allo studio di prodotti o processi alternativi, di nuove tecniche o
modelli, alla progettazione e costruzione di prototipi o, comunque, sostenuti per altre attività di ricerca scientifica o di sviluppo
tecnologico che non soddisfano le condizioni per la loro rilevazione all’attivo patrimoniale sono considerati costi correnti e imputati a conto economico nel periodo di sostenimento.
(7) Per le stock grant, periodo intercorrente tra la data di assunzione dell’impegno e la data in cui le azioni sono assegnate; per le stock option, periodo intercorrente tra la data
di assunzione dell’impegno e la data in cui l’opzione può essere esercitata.
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Differenze cambio
I ricavi e i costi relativi a operazioni in moneta diversa da quella funzionale sono iscritti al cambio corrente del giorno in cui
l’operazione è compiuta.
Le attività e passività monetarie in moneta diversa da quella funzionale sono convertite nella moneta funzionale applicando il cambio corrente alla data di chiusura del periodo di riferimento con imputazione dell’effetto a conto economico. Le
attività e passività non monetarie in moneta diversa da quella funzionale valutate al costo sono iscritte al cambio di rilevazione iniziale; quando la valutazione è effettuata al fair value ovvero al valore recuperabile o di realizzo è adottato il cambio corrente alla data di determinazione del valore.
Dividendi
I dividendi sono rilevati alla data di assunzione della delibera da parte dell’assemblea, salvo quando non sia ragionevolmente certa la cessione delle azioni prima dello stacco della cedola.
Imposte sul reddito
Le imposte sul reddito correnti sono calcolate sulla base della stima del reddito imponibile; il debito previsto è rilevato alla
voce “Passività per imposte correnti”. I debiti e i crediti tributari per imposte 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 imposte sul reddito differite e anticipate sono calcolate sulle differenze temporanee tra i valori delle attività e delle passività iscritte e i corrispondenti valori riconosciuti ai fini fiscali. L’iscrizione di attività per imposte anticipate è effettuata
quando il loro recupero è considerato probabile.
Le attività per imposte anticipate e le passività per imposte differite sono classificate tra le attività e le passività non correnti e sono compensate a livello di singola impresa se riferite a imposte compensabili. Il saldo della compensazione, se
attivo, è iscritto alla voce “Attività per imposte anticipate”; se passivo, alla voce “Passività per imposte differite”. Quando i
risultati delle operazioni sono rilevati direttamente a patrimonio netto, le imposte correnti, le attività per imposte anticipate e le passività per imposte differite sono anch’esse imputate al patrimonio netto.
Strumenti derivati
Gli strumenti derivati, ivi inclusi quelli impliciti (cd. embedded derivatives) oggetto di separazione dal contratto principale,
sono attività e passività rilevate al fair value stimato secondo i criteri indicati al punto “Attività correnti”.
I derivati sono classificati come strumenti di copertura quando la relazione tra il derivato e l’oggetto della copertura è formalmente documentata e l’efficacia della copertura, verificata periodicamente, è elevata. Quando i derivati di copertura
coprono il rischio di variazione del fair value degli strumenti oggetto di copertura (fair value hedge; es. copertura della variabilità del fair value di attività/passività a tasso fisso), i derivati sono rilevati al fair value con imputazione degli effetti a conto
economico; coerentemente, gli strumenti oggetto di copertura sono adeguati per riflettere le variazioni del fair value associate al rischio coperto. Quando i derivati coprono il rischio di variazione dei flussi di cassa degli strumenti oggetto di
copertura (cash flow hedge; es. copertura della variabilità dei flussi di cassa di attività/passività per effetto delle oscillazioni
dei tassi di cambio), le variazioni del fair value dei derivati considerate efficaci sono inizialmente rilevate a patrimonio netto
e successivamente imputate a conto economico coerentemente agli effetti economici prodotti dall’operazione coperta. Le
variazioni del fair value dei derivati che non soddisfano le condizioni per essere qualificati come di copertura sono rilevate
a conto economico.
Gli effetti economici delle transazioni relative all'acquisto o vendita di commodities stipulate a fronte di esigenze dell'impresa per il normale svolgimento dell'attività e per le quali è previsto il regolamento attraverso la consegna fisica dei beni
stessi, sono rilevati per competenza economica (cd. normal sale and normal purchase exemption o own use exemption).
Schemi della relazione semestrale
Le voci dello stato patrimoniale sono classificate in correnti e non correnti, quelle del conto economico sono classificate
per natura.
Il prospetto delle variazioni del patrimonio netto presenta i proventi (oneri) complessivi del periodo, le operazioni con gli
azionisti e le altre variazioni del patrimonio netto.
Lo schema di rendiconto finanziario è definito secondo il “metodo indiretto”, rettificando l’utile del periodo delle altre
componenti di natura non monetaria.
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Utilizzo di stime contabili
L’applicazione dei principi contabili generalmente accettati per la redazione del bilancio e delle relazioni contabili infrannuali comporta che la Direzione aziendale effettui stime contabili basate su giudizi complessi e/o soggettivi, stime basate
su esperienze passate e ipotesi considerate ragionevoli e realistiche sulla base delle informazioni conosciute al momento
della stima. L’utilizzo di queste stime contabili influenza il valore di iscrizione delle attività e delle passività e l’informativa
su attività e passività potenziali, nonché l’ammontare dei ricavi e dei costi nel periodo di riferimento. I risultati effettivi possono differire da quelli stimati a causa dell’incertezza che caratterizza le ipotesi e le condizioni sulle quali le stime sono
basate. Di seguito sono indicate le stime contabili critiche del processo di redazione del bilancio e delle relazioni contabili infrannuali perché comportano un elevato ricorso a giudizi soggettivi, assunzioni e stime relativi a tematiche per loro
natura incerta. Le modifiche delle condizioni alla base dei giudizi, assunzioni e stime adottati possono determinare un
impatto rilevante sui risultati successivi.
Attività mineraria
La valutazione delle riserve di petrolio e di gas naturale si basa su metodi di tipo ingegneristico che hanno un margine
intrinseco di aleatorietà. Le riserve certe rappresentano le quantità stimate di idrocarburi che, sulla base dei dati geologici
e di ingegneria, potranno con ragionevole certezza essere estratte negli anni futuri nelle condizioni tecniche ed economiche esistenti al momento della stima. Nonostante esistano autorevoli linee guida sui criteri ingegneristici e geologici che
devono essere rispettati affinché le riserve possano essere classificate come certe, l’accuratezza della stima delle riserve
dipende dalla qualità delle informazioni disponibili e dall’interpretazione e dal giudizio che di queste dà la Direzione aziendale. Le riserve di un giacimento sono classificate come certe solo quando siano stati verificati tutti i criteri per l’attribuzione della qualifica di riserve certe. Inizialmente tutte le riserve classificate come certe sono categorizzate come riserve
certe non sviluppate. Il successivo passaggio da riserve certe non sviluppate a sviluppate avviene in conseguenza dell’attività di sviluppo, normalmente in corrispondenza del first oil. Nei principali progetti di sviluppo trascorrono tipicamente da
uno a quattro anni tra la registrazione iniziale delle riserve e l’avvio della produzione.
La produzione di petrolio e di gas naturale effettivamente estratta dai pozzi e le analisi di giacimento successive possono
comportare delle revisioni significative in aumento o in diminuzione. Anche i cambiamenti dei prezzi del petrolio e del gas
naturale possono avere un effetto sui volumi delle riserve certe rispetto alla stima iniziale e, nel caso di Production Sharing
Agreement e contratti di buy-back, sulle produzioni e sulle riserve di spettanza. Conseguentemente, la stima delle riserve
potrebbe differire in misura significativa rispetto alle quantità di idrocarburi che saranno effettivamente estratte.
Le stime delle riserve sono utilizzate nella determinazione degli ammortamenti e delle svalutazioni. I tassi di ammortamento delle
attività petrolifere in base al metodo UOP sono calcolati come rapporto tra la quantità di idrocarburi estratti nel trimestre e le
riserve certe sviluppate a fine trimestre aumentate dei volumi estratti nel trimestre stesso. Assumendo la costanza delle altre
variabili, un aumento delle riserve certe riduce la quota di ammortamento a carico del periodo e viceversa.
Le stime delle riserve sono utilizzate anche nel calcolo dei flussi di cassa futuri delle attività petrolifere che rappresentano
uno degli elementi fondamentali per determinare l’ammontare dell’eventuale svalutazione. Quanto maggiore è la consistenza delle riserve, tanto minore è la probabilità che le attività siano oggetto di svalutazione.
Svalutazioni
Le attività materiali e immateriali sono svalutate quando eventi o modifiche delle circostanze facciano ritenere che il valore di iscrizione non sia recuperabile.
Gli eventi che possono determinare una svalutazione di attività sono variazioni nei piani industriali, variazioni nei prezzi di
mercato e, per gli asset minerari, significative revisioni in negativo delle stime delle riserve certe. La decisione se procedere a una svalutazione e la quantificazione della stessa dipendono dalle valutazioni della Direzione aziendale su fattori complessi e altamente incerti, tra i quali l’andamento futuro dei prezzi, l’impatto dell’inflazione e dei miglioramenti tecnologici sui costi di produzione, i profili produttivi e le condizioni della domanda e dell’offerta su scala globale o regionale.
La svalutazione è determinata confrontando il valore di iscrizione con il relativo valore recuperabile, rappresentato dal
maggiore tra il fair value, al netto degli oneri di dismissione, e il valore d’uso determinato attualizzando i flussi di cassa attesi derivanti dall’utilizzo dell’attività al netto degli oneri di dismissione. I flussi di cassa attesi sono quantificati alla luce delle
informazioni disponibili al momento della stima sulla base di giudizi soggettivi sull’andamento di variabili future – quali i
prezzi, i costi, i tassi di crescita della domanda, i profili produttivi – e sono attualizzati utilizzando un tasso che tiene conto
del rischio inerente all’attività interessata.
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Nel caso delle attività minerarie, i flussi di cassa attesi sono stimati tenendo conto delle riserve certe sviluppate e non sviluppate, nonché, tra l’altro, dei costi attesi per le riserve da sviluppare e delle imposte sulla produzione. Il livello futuro di
produzione è stimato sulla base delle assunzioni relative a una serie di fattori, tra i quali i prezzi futuri degli idrocarburi, i
costi di estrazione e di sviluppo, il declino produttivo dei giacimenti, l’offerta e la domanda di idrocarburi e gli sviluppi del
quadro normativo.
L’avviamento e le altre attività immateriali aventi vita utile indefinita non sono oggetto di ammortamento; la recuperabilità dei loro valori di iscrizione è verificata almeno annualmente e comunque quando si verificano eventi che fanno presupporre una riduzione del valore. Con riferimento all’avviamento, la verifica è effettuata a livello del più piccolo aggregato (cash generating unit) al quale l’avviamento può essere attribuito su base ragionevole e coerente; tale aggregato rappresenta la base sulla quale la Direzione aziendale valuta, direttamente o indirettamente, il ritorno dell’investimento. Quando
il valore di iscrizione della cash generating unit comprensivo dell’avviamento ad essa attribuito è superiore al valore recuperabile, la differenza costituisce oggetto di svalutazione che viene attribuita in via prioritaria all’avviamento fino a concorrenza del suo ammontare; l’eventuale eccedenza della svalutazione rispetto all’avviamento è imputata pro-quota al
valore di libro degli asset che costituiscono la cash generating unit.
Smantellamento e ripristino siti
Eni sostiene delle passività significative connesse agli obblighi di smantellamento delle attività materiali e di ripristino
ambientale dei terreni o del fondo marino al termine dell’attività di produzione. La stima dei costi futuri di smantellamento e di ripristino è un processo complesso e richiede l’apprezzamento e il giudizio della Direzione aziendale nella valutazione delle passività da sostenersi a distanza di molti anni per l’adempimento di obblighi di smantellamento e di ripristino,
spesso non compiutamente definiti da leggi, regolamenti amministrativi o clausole contrattuali. Inoltre questi obblighi
risentono del costante aggiornamento delle tecniche e dei costi di smantellamento e di ripristino, nonché della continua
evoluzione della sensibilità politica e pubblica in materia di salute e di tutela ambientale. La criticità delle stime contabili
degli oneri di smantellamento e di ripristino dipende anche dalla tecnica di contabilizzazione di queste passività il cui valore attuale è inizialmente capitalizzato insieme al costo dell’attività a cui ineriscono in contropartita al fondo rischi.
Successivamente il valore del fondo rischi è incrementato per riflettere il trascorrere del tempo e le eventuali variazioni di
stima a seguito di modifiche dei flussi di cassa attesi, della tempistica della loro realizzazione nonché dei tassi di attualizzazione adottati. La determinazione del tasso di attualizzazione da utilizzare sia nella valutazione iniziale dell’onere sia
nelle valutazioni successive è frutto di un processo complesso che comporta giudizi soggettivi da parte della Direzione
aziendale.
Business combination
La rilevazione delle operazioni di business combination implica l’attribuzione alle attività e passività dell’impresa acquisita
della differenza tra il costo di acquisto e il valore netto contabile. Per la maggior parte delle attività e delle passività, l’attribuzione della differenza è effettuata rilevando le attività e le passività al loro fair value. La parte non attribuita se positiva è iscritta ad avviamento, se negativa è imputata a conto economico. Nel processo di attribuzione Eni si avvale delle informazioni disponibili e, per le business combination più significative, di valutazioni esterne.
Passività ambientali
Come le altre società del settore Eni è soggetta a numerose leggi e regolamenti per la tutela dell’ambiente a livello comunitario, nazionale, regionale e locale, ivi incluse le leggi che attuano convenzioni e protocolli internazionali relativi alle attività nel campo degli idrocarburi, ai prodotti e alle altre attività svolte. I relativi costi sono accantonati quando è probabile
l’esistenza di una passività onerosa e l’ammontare può essere stimato attendibilmente.
Sebbene Eni attualmente non ritenga che vi saranno effetti negativi particolarmente rilevanti sulla relazione semestrale
consolidata dovuti al mancato rispetto della normativa ambientale – anche tenuto conto degli interventi già effettuati,
delle polizze assicurative stipulate e dei fondi rischi accantonati – tuttavia non può essere escluso con certezza che Eni
possa incorrere in ulteriori costi o responsabilità anche di proporzioni rilevanti perché, allo stato attuale delle conoscenze,
è impossibile prevedere gli effetti dei futuri sviluppi tenuto conto tra l’altro dei seguenti aspetti: (i) la possibilità che emergano nuove contaminazioni; (ii) i risultati delle caratterizzazioni in corso e da eseguire e gli altri possibili effetti derivanti
dall’applicazione del Decreto del Ministro dell’Ambiente n. 471/1999; (iii) gli eventuali effetti di nuove leggi e regolamenti per la tutela dell’ambiente; (iv) gli effetti di eventuali innovazioni tecnologiche per il risanamento ambientale; (v) la possibilità di controversie e la difficoltà di determinare le eventuali conseguenze, anche in relazione alla responsabilità di altri
soggetti e ai possibili indennizzi.
100
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Benefici per i dipendenti
I programmi a benefici definiti sono valutati sulla base di eventi incerti e di ipotesi attuariali che comprendono, tra le altre,
i tassi di sconto, i ritorni attesi sulle attività a servizio dei piani, il livello delle retribuzioni future, i tassi di mortalità, l’età di
ritiro e gli andamenti futuri delle spese sanitarie coperte. Le principali assunzioni utilizzate per la quantificazione di tali
benefici sono determinate come segue: (i) i tassi di sconto e di inflazione che rappresentano i tassi in base ai quali l’obbligazione nei confronti dei dipendenti potrebbe essere effettivamente adempiuta, si basano sui tassi che maturano su titoli
obbligazionari di elevata qualità (titoli di stato) e sulle aspettative inflazionistiche dei Paesi interessati; (ii) il livello delle
retribuzioni future è determinato sulla base di elementi quali le aspettative inflazionistiche, la produttività, gli avanzamenti di carriera e di anzianità; (iii) il costo futuro delle prestazioni sanitarie è determinato sulla base di elementi quali l’andamento presente e passato dei costi delle prestazioni sanitarie, comprese assunzioni sulla crescita inflativa di tali costi, e le
modifiche nelle condizioni di salute degli aventi diritto; (iv) le assunzioni demografiche riflettono la migliore stima dell’andamento di variabili quali la mortalità, il turnover, l’invalidità e altro relative alla popolazione degli aventi diritto; (v) il
ritorno delle attività a servizio dei piani è determinato sulla base della media ponderata dei rendimenti futuri attesi differenziati per classi di investimento (reddito fisso, equity, monetario). Le differenze tra i costi sostenuti e quelli attesi e tra i
ritorni effettivi e quelli attesi sulle attività a servizio del piano si verificano normalmente e sono definite utili o perdite
attuariali. Gli utili e le perdite attuariali sono rilevate pro-quota a conto economico per la rimanente vita lavorativa media
dei dipendenti che partecipano al programma se, e nei limiti in cui, il loro valore netto non rilevato al termine dell’esercizio precedente eccede il maggiore valore tra il 10% del valore attuale della passività relativa al programma e il 10% del fair
value delle attività al suo servizio (cd. metodo del corridoio).
Le ipotesi attuariali sono adottate anche per la determinazione delle obbligazioni relative ai benefici a lungo termine; a tal
fine, gli effetti derivanti dalle modifiche delle ipotesi attuariali ovvero delle caratteristiche del beneficio sono rilevati interamente a conto economico.
Fondi
Oltre a rilevare le passività ambientali, gli obblighi di rimozione delle attività materiali e di ripristino dei siti e le passività
relative ai benefici per i dipendenti, Eni effettua accantonamenti connessi prevalentemente ai contenziosi legali e fiscali. La
stima degli accantonamenti in queste materie è frutto di un processo complesso che comporta giudizi soggettivi da parte
della Direzione aziendale.
Riconoscimento dei ricavi nel settore Ingegneria & Costruzioni
I ricavi del business Ingegneria & Costruzioni sono riconosciuti sulla base dei corrispettivi pattuiti in proporzione allo stato
di avanzamento dei lavori determinato utilizzando il metodo del costo sostenuto (cost-to-cost). La stima del margine di
commessa atteso (future gross profit) identificato come differenza tra i ricavi previsti dal contratto e i costi direttamente
imputabili alla commessa è un processo complesso di valutazione che include l’identificazione dei diversi rischi inerenti le
attività previste nelle diverse aree geografiche di operatività, le condizioni di mercato ed ogni altro elemento utile per
quantificare con sufficiente precisione i futuri costi e i tempi attesi per il completamento del progetto. Le richieste di corrispettivi aggiuntivi derivanti da modifiche ai lavori previsti contrattualmente si considerano nell’ammontare complessivo
dei corrispettivi quando è probabile che il committente approverà le varianti e il relativo prezzo; le altre richieste (claims),
derivanti ad esempio da maggiori oneri sostenuti per cause imputabili al committente, si considerano nell’ammontare
complessivo dei corrispettivi solo quando è probabile che la controparte le accetti.
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Note alla relazione semestrale consolidata
Attività correnti
1
Disponibilità liquide ed equivalenti
Le disponibilità liquide ed equivalenti di 6.368 milioni di euro (3.985 milioni di euro al 31 dicembre 2006) comprendono attività
finanziarie originariamente esigibili entro 90 giorni per 227 milioni di euro (240 milioni di euro al 31 dicembre 2006) costituite
da depositi presso istituti finanziari con vincolo di preavviso superiore alle 48 ore. L'incremento di 2.383 milioni di euro è riferito
principalmente all'impresa finanziaria Eni Coordination Center SA (969 milioni di euro) e a Eni SpA (929 milioni di euro).
2
Altre attività finanziarie negoziabili o disponibili per la vendita
Le altre attività finanziarie negoziabili o disponibili per la vendita di 3.313 milioni di euro (972 milioni di euro al 31 dicembre
2006) si analizzano come segue:
31.12.2006
(milioni di euro)
Partecipazioni
Titoli strumentali all’attività operativa:
- Titoli quotati emessi dallo Stato italiano
- Titoli quotati emessi da Istituti finanziari italiani ed esteri
- Altri titoli non quotati
30.06.2007
2.581
Titoli non strumentali all’attività operativa:
- Titoli quotati emessi dallo Stato italiano
- Titoli quotati emessi da Istituti finanziari italiani ed esteri
- Altri titoli non quotati
329
80
11
420
441
66
11
518
508
40
4
552
972
205
3
6
214
3.313
102
Valore
al 30.06.2007
Fair value
Passività/attività per imposte differite/anticipate
Altre riserve di patrimonio netto
Variazioni con
effetto a riserva
(milioni di euro)
Valore
al 31.12.2006
La voce “Partecipazioni” di 2.581 milioni di euro riguarda il valore attribuito alla partecipazione del 20% nel capitale sociale di OAO
Gazprom Neft, società quotata alla borsa di Londra con un flottante pari a circa il 5% del capitale sociale, acquisita il 4 aprile 2007
in esito all’aggiudicazione dell’asta per il secondo lotto degli asset ex-Yukos nell’ambito della relativa procedura di liquidazione.
La classificazione in questa voce è stata effettuata in considerazione dell’opzione di acquisto attribuita da Eni a Gazprom sull’intero 20% di OAO Gazprom Neft, esercitabile entro 24 mesi a partire dalla data di aggiudicazione dell’asta, ad un prezzo corrispondente a quello di aggiudicazione, detratti i dividendi e incrementato degli eventuali aumenti di capitale, della remunerazione finanziaria prevista contrattualmente e dei costi accessori di finanziamento. In applicazione della fair value option prevista dallo
IAS 39, la partecipazione è valutata al fair value con imputazione degli effetti della variazione del fair value a conto economico,
anziché tra le riserve di patrimonio netto, al fine di assicurare la simmetria con la rappresentazione a conto economico del derivato rappresentato dalla relativa call option. Pertanto, il valore di iscrizione della partecipazione è pari al suo fair value, espresso
dalla quotazione di borsa, rettificato del fair value relativo all’opzione di acquisto attribuita a Gazprom e corrisponde al prezzo
d’esercizio dell’opzione al 30 giugno 2007.
I titoli di 732 milioni di euro (972 milioni di euro al 31 dicembre 2006) sono disponibili per la vendita. Al 31 dicembre 2006 e al
30 giugno 2007 Eni non deteneva attività finanziarie negoziabili.
Gli effetti della valutazione al fair value dei titoli si analizzano come segue:
8
2
6
(11)
(3)
(8)
(3)
(1)
(2)
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I titoli strumentali all’attività operativa di 518 milioni di euro (420 milioni di euro al 31 dicembre 2006) riguardano titoli a copertura delle riserve tecniche delle società assicurative di Gruppo per 515 milioni di euro (417 milioni di euro al 31 dicembre 2006).
Il fair value dei titoli è stimato sulla base delle quotazioni di mercato.
3
Crediti commerciali e altri crediti
I crediti commerciali e gli altri crediti di 17.648 milioni di euro (18.799 milioni di euro al 31 dicembre 2006) si analizzano come
segue:
(milioni di euro)
31.12.2006
30.06.2007
15.230
13.388
242
4
143
389
299
15
192
506
100
3.080
3.180
18.799
167
3.587
3.754
17.648
Crediti commerciali
Crediti finanziari:
- strumentali all’attività operativa - breve termine
- strumentali all’attività operativa - quote a breve di crediti a lungo termine
- non strumentali all’attività operativa
Altri crediti:
- relativi all'attività di disinvestimento
- altri
Utilizzi
Altre
variazioni
Valore
al 30.06.2007
Crediti commerciali
Crediti finanziari e altri crediti
Accantonamenti
(milioni di euro)
Valore
al 31.12.2006
I crediti sono esposti al netto del fondo svalutazione di 929 milioni di euro (874 milioni di euro al 31 dicembre 2006):
587
287
874
57
35
92
(8)
(1)
(9)
(19)
(9)
(28)
617
312
929
I crediti commerciali di 13.388 milioni di euro diminuiscono di 1.842 milioni di euro; il decremento è riferito al settore Gas &
Power per 2.154 milioni di euro e comprende differenze passive di cambio da conversione dei bilanci delle imprese operanti in
aree diverse dall’euro per 75 milioni di euro. I crediti commerciali comprendono ritenute in garanzia per lavori in corso su ordinazione per 67 milioni di euro (70 milioni di euro al 31 dicembre 2006).
I crediti finanziari strumentali all’attività operativa di 314 milioni di euro (246 milioni di euro al 31 dicembre 2006) riguardano
crediti concessi, principalmente, a società controllate non consolidate, controllate congiunte e collegate.
Gli altri crediti di 3.754 milioni di euro (3.180 milioni di euro al 31 dicembre 2006) si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Crediti verso:
- partner in joint venture per attività di esplorazione e produzione
- amministrazioni pubbliche non finanziarie
- compagnie di assicurazione
Acconti per servizi
Crediti per operazioni di factoring
Altri crediti
31.12.2006
30.06.2007
1.376
266
223
1.865
440
191
684
3.180
1.582
283
108
1.973
336
212
1.233
3.754
103
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I crediti per operazioni di factoring di 212 milioni di euro (191 milioni di euro al 31 dicembre 2006) riguardano la Serfactoring
SpA e sono riferiti essenzialmente ad anticipazioni date a fronte di operazioni pro-solvendo e a crediti per operazioni pro-soluto.
I crediti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 34 – Rapporti con parti correlate.
La valutazione al fair value dei crediti commerciali e altri crediti non produce effetti significativi.
4
Rimanenze
(milioni di euro)
Materie prime,
sussidiarie e di consumo
Prodotti in corso
di lavorazione e semilavorati
Lavori in corso su ordinazione
Prodotti finiti e merci
Acconti
Greggio,
gas
naturale
e prodotti
petroliferi
Prodotti
chimici
436
258
43
20
Lavori
in corso
su
ordinazione
30.06.2007
31.12.2006
Le rimanenze di 4.936 milioni di euro (4.752 milioni di euro al 31 dicembre 2006) si analizzano come segue:
Altre
Totale
Greggio,
gas
naturale
e prodotti
petroliferi
Prodotti
chimici
682
1.376
440
208
8
71
353
2.661
291
4.752
55
32
353
2.063
1
2.543
536
814
287
640
62
3
755
Lavori
in corso
su
ordinazione
Altre
Totale
803
1.451
13
100
633
2.532
220
4.936
633
1.834
2.329
606
92
1
909
219
852
846
5
1
(17)
Valore
al 30.06.2007
Utilizzi
92
Altre
variazioni
Accantonamenti
(milioni di euro)
Valore
al 31.12.2006
Le rimanenze sono esposte al netto del fondo svalutazione di 66 milioni di euro (92 milioni di euro al 31 dicembre 2006):
(10)
66
Attività per imposte correnti
Le attività per imposte correnti di 589 milioni di euro (658 milioni di euro al 31 dicembre 2006) si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Imposte italiane
Imposte estere
31.12.2006
30.06.2007
394
264
658
295
294
589
Le attività per imposte correnti comprendono crediti IVA per 168 milioni di euro (303 milioni di euro al 31 dicembre 2006) crediti per imposte sul reddito per 140 milioni di euro (116 milioni di euro al 31 dicembre 2006) e crediti per accise, imposte di consumo sul gas metano e oneri doganali per 61 milioni di euro (86 milioni di euro al 31 dicembre 2006).
104
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / N O T E A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA
6
Altre attività
Le altre attività di 697 milioni di euro (855 milioni di euro al 31 dicembre 2006) si analizzano come segue:
(milioni di euro)
31.12.2006
30.06.2007
569
37
1
248
855
495
3
Fair value su contratti derivati non di copertura
Fair value su contratti derivati di copertura cash flow hedge
Fair value su contratti derivati di copertura fair value hedge
Altre attività
199
697
Il fair value su contratti derivati non di copertura di 495 milioni di euro (569 milioni di euro al 31 dicembre 2006) si analizza come
segue:
31.12.2006
(milioni di euro)
Contratti su valute
Interest currency swap
Currency swap
Altri
Contratti su tassi d'interesse
Interest rate swap
Contratti su merci
Over the counter
Altri
30.06.2007
Fair Value
Impegni
Fair Value
Impegni
137
46
133
48
183
1.400
5.502
42
6.944
181
1.114
6.990
57
8.161
66
66
3.393
3.393
131
131
4.386
4.386
35
285
320
569
262
851
1.113
11.450
24
159
183
495
269
1.130
1.399
13.946
Le informazioni relative ai rischi oggetto di copertura e alle politiche di hedging sono indicate alla nota n. 26 – Garanzie, impegni
e rischi.
Le altre attività di 199 milioni di euro (248 milioni di euro al 31 dicembre 2006) comprendono ratei e risconti attivi per prestazioni di servizio anticipate di 52 milioni di euro (65 milioni di euro al 31 dicembre 2006) e per affitti e canoni di 21 milioni di euro
(20 milioni di euro al 31 dicembre 2006).
Attività non correnti
7
Immobili, impianti e macchinari
1
19
(48)
627 (2.246)
1.659 1.233
426
1.382 1.054
328
6.822
522 6.300
93.455 49.143 44.312
49
(58)
46
(41)
2.611
3.353 (2.393)
Fondo ammortamento
e svalutazione
al 30.06.2007
Valore lordo
al 30.06.2007
(6)
(33)
(1)
36
452 1.719 1.267
(2)
(53) 278 1.353 1.075
(92) 273 9.086 9.638
552
(338) 1.098 45.999 96.770 50.771
Valore netto
al 30.06.2007
(27)
(1)
(2)
(240)
Altre variazioni
Differenze cambio
da conversione
Ammortamenti
Investimenti
Valore netto al
31.12.2006
483
40
443
3.236 1.794 1.442
79.873 44.500 35.373
Svalutazioni
Terreni
Fabbricati
Impianti e macchinari
Attrezzature industriali e
commerciali
Altri beni
Immobilizzazioni in corso e acconti
Fondo ammortamento
e svalutazione
al 31.12.2006
(milioni di euro)
Valore lordo al
31.12.2006
Gli immobili, impianti e macchinari di 45.999 milioni di euro (44.312 milioni di euro al 31 dicembre 2006) si analizzano come segue:
117
560
589
29
(136) 1.275 3.031 1.756
861 34.348 80.440 46.092
105
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / N O T E A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA
Gli investimenti di 3.353 milioni di euro (2.588 milioni di euro nel primo semestre 2006) sono riferiti essenzialmente ai settori
Exploration & Production per 2.073 milioni di euro (1.721 milioni di euro nel primo semestre 2006), Ingegneria & Costruzioni per
508 milioni di euro (223 milioni di euro nel primo semestre 2006), Gas & Power per 420 milioni di euro (354 milioni di euro nel
primo semestre 2006) e Refining & Marketing per 299 milioni di euro (227 milioni di euro nel primo semestre 2006) e comprendono oneri finanziari per 68 milioni di euro (48 milioni di euro nel primo semestre 2006) riferiti essenzialmente ai settori
Exploration & Production per 47 milioni di euro (31 milioni di euro nel primo semestre 2006), Gas & Power per 12 milioni di euro
(stesso ammontare nel primo semestre 2006) e Refining & Marketing per 8 milioni di euro (2 milioni di euro nel primo semestre
2006). Il tasso d’interesse utilizzato per la capitalizzazione degli oneri finanziari è compreso tra il 4,2% e il 5,0% (rispettivamente
2,5% e 6,5% per il primo semestre 2006).
I principali coefficienti di ammortamento adottati sono in linea con quelli utilizzati nell’esercizio 2006.
Le svalutazioni di 33 milioni di euro riguardano principalmente asset minerari del settore Exploration & Production (27 milioni di
euro). Il valore recuperabile considerato ai fini della determinazione della svalutazione è stato determinato attualizzando i flussi
di cassa futuri attesi utilizzando un tasso d’interesse, prima delle imposte, dell’11,2 %.
Le altre variazioni di 1.098 milioni di euro riguardano principalmente l’acquisizione da parte del settore Exploration & Production
del ramo di azienda relativo ad asset minerari in Congo (1.515 milioni di euro). L'attribuzione del valore corrente a questi asset è
da considerarsi provvisorio tenuto conto dei tempi tecnici necessari alla loro valutazione; questo incremento è stato parzialmente compensato dall'effetto netto della rilevazione iniziale e dalla variazione in diminuzione della stima dei costi per abbandono e
ripristino siti per 275 milioni di euro e dalla vendita di attività materiali per 140 milioni di euro, di cui 133 milioni di euro relativi
ad asset minerari del settore Exploration & Production.
Gli immobili, impianti e macchinari completamente ammortizzati ancora in uso ammontano a 12.127 milioni di euro e si riferiscono principalmente alle raffinerie e ai depositi di prodotti petroliferi del settore Refining & Marketing (4.371 milioni di euro),
ai metanodotti per il trasporto e il dispaccio del gas naturale di Snam Rete Gas SpA (3.741 milioni di euro) e agli impianti petrolchimici di Polimeri Europa SpA (1.743 milioni di euro) e di Syndial SpA (1.344 milioni di euro).
Sugli immobili, impianti e macchinari sono costituite garanzie reali per un valore nominale di 85 milioni di euro (54 milioni di
euro al 31 dicembre 2006) rilasciate principalmente a fronte di finanziamenti ricevuti.
I contributi pubblici portati a decremento degli immobili, impianti e macchinari ammontano a 1.142 milioni di euro (1.067 milioni di euro al 31 dicembre 2006).
Gli immobili, impianti e macchinari assunti in leasing finanziario ammontano a 83 milioni di euro e riguardano per 35 milioni di
euro una piattaforma di perforazione del settore Ingegneria & Costruzioni e per 34 milioni di euro navi FPSO utilizzate dal settore Exploration & Production a supporto dell’attività di produzione e trattamento di idrocarburi.
8
Altre immobilizzazioni
Le altre immobilizzazioni di 614 milioni di euro riguardano le immobilizzazioni dedicate al contratto di servizio relativo alle attività minerarie dell’area di Dación della branch Venezuelana della controllata Eni Dación BV. Ulteriori informazioni sono indicate
alla nota n. 26 – Garanzie, impegni e rischi – Altri impegni e rischi.
9
Rimanenze immobilizzate - Scorte d’obbligo
Le rimanenze immobilizzate – scorte d’obbligo di 1.899 milioni di euro (1.827 milioni di euro al 31 dicembre 2006) si analizzano
come segue:
(milioni di euro)
Greggio e prodotti petroliferi
Gas naturale
31.12.2006
30.06.2007
1.670
157
1.827
1.743
156
1.899
Le scorte d’obbligo, detenute principalmente da società italiane (1.688 e 1.766 milioni di euro, rispettivamente al 31 dicembre
2006 e al 30 giugno 2007) riguardano le quantità minime di greggio, prodotti petroliferi e gas naturale che le società sono obbligate a detenere sulla base di norme di legge.
106
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / N O T E A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA
10
Attività immateriali
Valore netto
al 30.06.2007
Valore lordo
al 30.06.2007
Fondo ammortamento
e svalutazione
al 30.06.2007
918
(9)
(877)
4
8
(18)
(1)
80
95
823
264
134
1.776
1.147
2.427
269
405
5.626
1.052
1.604
5
271
3.850
(877)
102
182
2.186
3.962
Ammortamenti
1.378
Investimenti
460
Valore netto al
31.12.2006
Attività immateriali a vita utile indefinita
- Avviamento
87
Fondo ammortamento
e svalutazione
al 31.12.2006
Attività immateriali a vita utile definita
- Costi di ricerca mineraria
- Diritti di brevetto industriale e diritti
di utilizzazione delle opere dell'ingegno
- Concessioni, licenze, marchi e diritti simili
- Immobilizzazioni in corso e acconti
- Altre attività immateriali
Valore lordo al
31.12.2006
(milioni di euro)
Altre variazioni
Le attività immateriali di 3.962 milioni di euro (3.753 milioni di euro al 31 dicembre 2006) si analizzano come segue:
1.290
881
409
757
(793)
1.113
2.417
156
457
5.433
1.001
1.561
5
316
3.764
112
856
151
141
1.669
10
3
131
3
904
(31)
(44)
2.084
3.753
904
I costi di ricerca mineraria di 460 milioni di euro riguardano essenzialmente i bonus di firma corrisposti per l’acquisizione di titoli
minerari (456 milioni di euro). La voce accoglie anche i costi di ricerca mineraria ammortizzati interamente nel periodo di sostenimento che ammontano a 735 milioni di euro (375 milioni di euro nel primo semestre 2006).
Le concessioni, licenze, marchi e diritti simili di 823 milioni di euro riguardano principalmente i diritti di trasporto del gas naturale di importazione dall’Algeria (549 milioni di euro) e le concessioni di sfruttamento minerario (214 milioni di euro).
Le altre attività immateriali a vita utile definita di 134 milioni di euro riguardano principalmente i diritti relativi all’utilizzo di licenze da parte della Polimeri Europa SpA (78 milioni di euro) e la stima degli oneri per social project da sostenere a fronte degli impegni assunti da Eni SpA con la Regione Basilicata a seguito del programma di sviluppo petrolifero nell’area della Val d’Agri (23 milioni di euro).
I principali coefficienti di ammortamento adottati sono in linea con quelli utilizzati nell’esercizio 2006.
Le attività immateriali completamente ammortizzate ancora in uso ammontano a 852 milioni di euro.
Le altre variazioni delle attività immateriali a vita utile definita di 80 milioni di euro riguardano principalmente l’acquisizione da
parte del settore Exploration & Production del ramo di azienda relativo ad asset minerari in Congo (92 milioni di euro). L'attribuzione
del valore corrente a questi asset è da considerarsi provvisorio tenuto conto dei tempi tecnici necessari alla loro valutazione; questo incremento è stato parzialmente compensato dalle differenze passive di cambio da conversione dei bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall’euro per 8 milioni di euro.
L’avviamento di 2.186 milioni di euro riguarda il settore Gas & Power (1.125 milioni di euro, di cui 758 milioni di euro relativi
all'acquisto di azioni Italgas SpA a seguito dell'Offerta Pubblica di Acquisto effettuata nel 2003), il settore Ingegneria & Costruzioni
(791 milioni di euro, di cui 768 milioni di euro relativi all’acquisto della Bouygues Offshore SA, ora Saipem SA), il settore
Exploration & Production (224 milioni di euro, di cui 219 milioni di euro relativi all’acquisizione della Lasmo Plc, ora Eni Lasmo
Plc) e il settore Refining & Marketing (46 milioni di euro).
Le altre variazioni relative all’avviamento di 102 milioni di euro riguardano essenzialmente l’attribuzione ad avviamento della differenza tra il prezzo pagato per l’acquisto di azioni proprie da parte di Snam Rete Gas SpA e il patrimonio netto acquisito a seguito dell’aumento dell’interessenza Eni (139 milioni di euro); questo incremento è stato parzialmente compensato dalla riclassifica ad attività destinate alla vendita dell’avviamento allocato sulla Camom SA a seguito dell’acquisto della Bouygues Offshore SA
(39 milioni di euro).
107
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / N O T E A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA
11
Partecipazioni
Valore al
30.06.2007
1.079
Altre variazioni
1
1.078
Differenze di cambio
da conversione
144
2.506
1.236
3.886
Decremento per
dividendi
Partecipazioni in imprese controllate
Partecipazioni in imprese a controllo congiunto
Partecipazioni in imprese collegate
Minusvalenze da
valutazione al
patrimonio netto
(milioni di euro)
Plusvalenze da
valutazione al
patrimonio netto
Valore
al 31.12.2006
Acquisizioni
e sottoscrizioni
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto
Le partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto di 4.845 milioni di euro (3.886 milioni di euro al 31 dicembre
2006) si analizzano come segue:
4
250
200
454
(2)
(93)
(1)
(96)
(3)
(157)
(153)
(313)
(1)
(32)
(5)
(38)
(10)
(119)
2
(127)
133
3.433
1.279
4.845
Le acquisizioni e sottoscrizioni di 1.079 milioni di euro riguardano essenzialmente la sottoscrizione dell’aumento del capitale
sociale di Eni Russia BV (1.046 milioni di euro) e di Enirepsa Gas Ltd (32 milioni di euro).
Le plusvalenze da valutazione con il metodo del patrimonio netto di 454 milioni di euro riguardano principalmente Galp Energia
SGPS SA (136 milioni di euro), Unión Fenosa Gas SA (80 milioni di euro), United Gas Derivatives Co (27 milioni di euro),
Gaztransport et Technigaz SAS (21 milioni di euro) e Blue Stream Pipeline Co BV (20 milioni di euro).
Le minusvalenze da valutazione con il metodo del patrimonio netto di 96 milioni di euro riguardano principalmente Eni Russia BV
(58 milioni di euro), Enirepsa Gas Ltd (16 milioni di euro) e Starstroi Llc (15 milioni di euro).
Il decremento per dividendi di 313 milioni di euro riguarda principalmente Galp Energia SGPS SA (84 milioni di euro), Unión
Fenosa Gas SA (61 milioni di euro), Trans Austria Gasleitung GmbH (29 milioni di euro), Gaztransport et Technigaz SAS (28 milioni di euro), Azienda Energia e Servizi Torino SpA (17 milioni di euro), United Gas Derivatives Co (16 milioni di euro) e
Supermetanol CA (15 milioni di euro).
Le altre variazioni di 127 milioni di euro riguardano principalmente la riclassifica ad attività destinate alla vendita di Haldor Topsøe
AS (76 milioni di euro).
Le partecipazioni in imprese controllate, a controllo congiunto e collegate al 30 giugno 2007 sono indicate nell’allegato “Imprese
e partecipazioni rilevanti di Eni SpA al 30 giugno 2007” che costituisce parte integrante delle presenti note.
391
31
360
(3)
Fondo svalutazione
al 30.06.2007
(3)
Valore lordo
al 30.06.2007
21
9
330
Valore netto
al 30.06.2007
28
1
2
Altre variazioni
49
10
332
Differenze cambio
da conversione
Fondo svalutazione
al 31.12.2006
Imprese controllate
Imprese collegate
Altre imprese
Valore netto al
31.12.2006
(milioni di euro)
Valore lordo al
31.12.2006
Cessioni ed estinzioni
Altre partecipazioni
Le altre partecipazioni di 364 milioni di euro (360 milioni di euro al 31 dicembre 2006) si analizzano come segue:
(7)
17
(1)
(2)
38
8
318
46
9
320
8
1
2
(7)
14
364
375
11
Le altre partecipazioni relative a imprese controllate e collegate sono valutate al costo rettificato per perdite di valore. Le altre
imprese sono valutate, essenzialmente, al costo rettificato per perdite di valore perché non è attendibilmente determinabile il
loro fair value.
108
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / N O T E A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA
12
Altre attività finanziarie
Le altre attività finanziarie di 596 milioni di euro (805 milioni di euro al 31 dicembre 2006) si analizzano come segue:
(milioni di euro)
31.12.2006
30.06.2007
532
252
784
330
245
575
21
21
805
21
21
596
Crediti finanziari:
- strumentali all'attività operativa
- non strumentali all'attività operativa
Titoli:
- strumentali all'attività operativa
I crediti finanziari sono esposti al netto del fondo svalutazione di 25 milioni di euro (24 milioni di euro al 31 dicembre 2006).
I crediti strumentali all’attività operativa di 330 milioni di euro (532 milioni di euro al 31 dicembre 2006) riguardano
principalmente i settori Exploration & Production (234 milioni di euro) e Gas & Power (60 milioni di euro).
I crediti finanziari non strumentali all’attività operativa di 245 milioni di euro (252 milioni di euro al 31 dicembre 2006) si riferiscono
ad un deposito vincolato di Eni Lasmo Plc a garanzia di un prestito obbligazionario (246 milioni di euro al 31 dicembre 2006).
I crediti in moneta diversa dall’euro ammontano a 533 milioni di euro (693 milioni di euro al 31 dicembre 2006).
I crediti con scadenza oltre i 5 anni ammontano a 263 milioni di euro (396 milioni di euro al 31 dicembre 2006).
I titoli di 21 milioni di euro, che si intendono mantenere fino alla scadenza, sono emessi dallo Stato italiano per 20 milioni di euro.
I titoli hanno scadenza inferiore ai 5 anni.
La valutazione al fair value delle altre attività finanziarie non produce effetti significativi.
13
Attività per imposte anticipate
Incrementi
Utilizzi
Altre
variazioni
Valore
al 30.06.2007
(milioni di euro)
Valore
al 31.12.2006
Le attività per imposte anticipate di 1.650 milioni di euro (1.725 milioni di euro al 31 dicembre 2006) sono indicate al netto delle
passività per imposte differite compensabili di 3.892 milioni di euro (4.028 milioni di euro al 31 dicembre 2006).
1.725
517
(743)
151
1.650
Le altre variazioni di 151 milioni di euro riguardano principalmente la minore compensazione a livello di singola impresa delle
imposte anticipate con le passività per imposte differite (136 milioni di euro) e la rilevazione in contropartita alle riserve di
patrimonio netto dell’effetto d'imposta correlato alla valutazione al fair value dei contratti derivati di copertura cash flow hedge
(112 milioni di euro) e dei titoli disponibili per la vendita (1 milione di euro); questi incrementi sono stati parzialmente
compensati dalle differenze passive dei cambio da conversione dei bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall’euro (35
milioni di euro).
L’analisi delle attività per imposte anticipate è indicata alla nota n. 22 – Passività per imposte differite.
109
E N I B I L A N C I O CO N S O L I DATO 2 0 0 5 / N O T E A L B I L A N C I O
14
Altre attività
Le altre attività di 1.263 milioni di euro (994 milioni di euro al 31 dicembre 2006) si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Attività per imposte correnti:
- Amministrazione finanziaria italiana
- per crediti d’imposta sul reddito
- per interessi su crediti d’imposta
- per crediti IVA
- per altri rapporti
- Amministrazioni finanziarie estere
Altri crediti:
- verso compagnie di assicurazione
- attività di disinvestimento
- altri
Altre attività
31.12.2006
30.06.2007
501
322
37
13
873
30
903
502
330
33
10
875
15
890
2
83
85
6
994
142
7
187
336
37
1.263
Passività correnti
15
Passività finanziarie a breve termine
Le passività finanziarie a breve termine di 8.131 milioni di euro (3.400 milioni di euro al 31 dicembre 2006) si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Banche
Debiti finanziari rappresentati da titoli di credito
Altri finanziatori
31.12.2006
30.06.2007
3.178
5.647
2.188
296
8.131
222
3.400
L’incremento di 4.731 milioni di euro delle passività finanziarie a breve termine comprende differenze passive di cambio da conversione dei bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall’euro per 112 milioni di euro. I debiti finanziari rappresentati da titoli di credito di 2.188 milioni di euro riguardano l’emissione di commercial paper da parte della società finanziaria Eni Coordination
Center SA.
16
Debiti commerciali e altri debiti
I debiti commerciali e gli altri debiti di 15.531 milioni di euro (15.995 milioni di euro al 31 dicembre 2006) si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Debiti commerciali
Acconti e anticipi
Altri debiti:
- relativi all’attività di investimento
- altri
110
31.12.2006
30.06.2007
10.528
1.362
9.751
1.387
1.166
2.939
4.105
15.995
1.337
3.056
4.393
15.531
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / N O T E A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA
Il decremento dei debiti commerciali di 777 milioni di euro è riferito al settore Gas & Power per 1.069 milioni di euro e comprende differenze passive di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall’euro per 58 milioni di euro.
Gli acconti e anticipi di 1.387 milioni di euro (1.362 milioni di euro al 31 dicembre 2006) riguardano acconti eccedenti il valore
dei lavori in corso su ordinazione eseguiti per 905 milioni di euro (884 milioni di euro al 31 dicembre 2006), anticipi per lavori in
corso su ordinazione per 78 milioni di euro (197 milioni di euro al 31 dicembre 2006) nonché altri acconti e anticipi per 404
milioni di euro (281 milioni di euro al 31 dicembre 2006). Gli acconti e gli anticipi per lavori in corso su ordinazione riguardano
il settore Ingegneria & Costruzioni.
Gli altri debiti di 4.393 milioni di euro (4.105 milioni di euro al 31 dicembre 2006) si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Debiti verso:
- partner in joint venture per attività di esplorazione e produzione
- fornitori per attività di investimento
- istituti di previdenza e di sicurezza sociale
- amministrazioni pubbliche non finanziarie
- personale
Depositi cauzionali
Altri debiti
31.12.2006
30.06.2007
1.146
923
339
274
336
3.018
2
1.085
1.356
1.056
293
288
267
3.260
2
1.131
4.105
4.393
I debiti verso parti correlate sono indicate alla nota n. 34 – Rapporti con parti correlate.
La valutazione al fair value dei debiti commerciali e altri debiti non produce effetti significativi.
17
Passività per imposte correnti
Le passività per imposte correnti di 3.582 milioni di euro (2.830 milioni di euro al 31 dicembre 2006) si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Imposte sul reddito
Accise e imposte di consumo
Altre imposte e tasse
31.12.2006
30.06.2007
1.640
683
507
2.830
1.714
1.183
685
3.582
Le imposte sul reddito di 1.714 milioni di euro (1.640 milioni di euro al 31 dicembre 2006) riguardano imprese italiane per 158
milioni di euro e imprese estere per 1.556 milioni di euro (rispettivamente 158 e 1.482 milioni di euro al 31 dicembre 2006). Le
imposte sul reddito delle imprese italiane comprendono l’effetto fiscale positivo, rilevato in contropartita alle riserve di patrimonio netto, correlato alla valutazione al fair value dei contratti derivati di copertura cash flow hedge (205 milioni di euro).
Le accise e imposte di consumo di 1.183 milioni di euro aumentano di 500 milioni di euro per effetto principalmente della circostanza che le accise e le imposte di consumo relative al mese di giugno 2007, dovute dai settori Refining & Marketing e Gas &
Power, sono state pagate nel mese di luglio 2007 (le accise e le imposte di consumo relative alla prima quindicina del mese di
dicembre sono versate nello stesso mese di dicembre).
111
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / N O T E A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA
18
Altre passività
Le altre passività di 604 milioni di euro (634 milioni di euro al 31 dicembre 2006) si analizzano come segue:
(milioni di euro)
31.12.2006
30.06.2007
395
40
199
634
253
182
169
604
Fair value su contratti derivati non di copertura
Fair value su contratti derivati di copertura cash flow hedge
Altre passività
(milioni di euro)
30.06.2007
31.12.2006
Il fair value su contratti derivati non di copertura di 253 milioni di euro (395 milioni di euro al 31 dicembre 2006) si analizza come
segue:
Fair Value
Impegni
Fair Value
Impegni
11
19
2
32
1.291
257
70
1.618
23
24
1
48
4.725
398
94
5.217
30
30
2.122
2.122
27
27
1.066
1.066
52
281
333
395
635
930
1.565
5.305
13
165
178
253
189
1.116
1.305
7.588
Contratti su valute
Currency swap
Interest currency swap
Altri
Contratti su tassi d'interesse
Interest rate swap
Contratti su merci
Over the counter
Altri
Il fair value su contratti derivati di copertura cash flow hedge di 182 milioni di euro riguarda per 180 milioni di euro (40 milioni di
euro al 31 dicembre 2006) contratti posti in essere dal settore Exploration & Production per stabilizzare i flussi di cassa attesi nel
periodo 2008-2011 dalla vendita di circa il 2% del totale delle riserve certe di idrocarburi al 31 dicembre 2006. Le variazioni del
fair value sono state rilevate a patrimonio netto per 176 milioni di euro e a conto economico alla voce “oneri finanziari” per 6
milioni di euro in quanto inefficaci ai fini della copertura (componente time value). Gli impegni per contratti derivati di copertura cash flow hedge ammontano a 1.179 milioni di euro (529 milioni di euro al 31 dicembre 2006).
Le informazioni relative ai rischi oggetto di copertura e alle politiche di hedging sono indicate alla nota n. 26 – Garanzie, impegni
e rischi.
Passività non correnti
19
Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività a lungo termine
(milioni di euro)
Obbligazioni
Banche
Altri finanziatori
112
Quote
Quote a
a lungo termine
a breve termine
4.412
2.180
817
7.409
685
131
74
890
30.06.2007
31.12.2006
Le passività finanziarie a lungo termine, comprensive delle quote a breve termine, di 8.010 milioni di euro (8.299 milioni di euro
al 31 dicembre 2006) si analizzano come segue:
Totale
5.097
2.311
891
8.299
Quote
Quote
a lungo termine
a breve termine
4.222
2.041
817
7.080
752
101
77
930
Totale
4.974
2.142
894
8.010
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / N O T E A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA
Il decremento delle passività finanziarie a lungo termine, comprensive delle quote a breve termine, di 289 milioni di euro comprende differenze passive di cambio da conversione dei bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall’euro per 82 milioni di euro.
Gli altri finanziatori di 894 milioni di euro riguardano per 50 milioni di euro operazioni di leasing finanziario. Il debito residuo, rappresentato dalla sommatoria dei canoni futuri attualizzati utilizzando il tasso di interesse effettivo, la quota interessi e il valore
nominale dei canoni futuri sono di seguito indicati per anno di scadenza:
Scadenza
(milioni di euro)
Debito residuo
Quota interessi
Valore nominale dei canoni futuri
entro
da uno
oltre i
un anno
a cinque anni
cinque anni
12
6
18
32
14
46
6
6
12
Totale
50
26
76
(milioni di euro)
Società emittente
Euro Medium Term Notes
- Eni SpA
- Eni Coordination Center SA
- Eni Coordination Center SA
- Eni SpA
- Eni Coordination Center SA
- Eni Coordination Center SA
- Eni Coordination Center SA
- Eni Coordination Center SA
- Eni Coordination Center SA
- Eni Coordination Center SA
Altri prestiti obbligazionari
- Eni USA Inc
- Eni Lasmo Plc (*)
- Eni USA Inc
da
1.500
1.012
520
500
277
188
156
64
30
13
4.260
296
223
148
667
4.927
7
33
5
1
3
5
54
3
(10)
(7)
47
1.507
1.045
525
501
280
193
156
64
30
13
4.314
Euro
Lira sterlina
Euro
Euro
Euro
Dollaro Usa
Yen Giapponese
Dollaro Usa
Franco Svizzero
Franco Svizzero
299
213
148
660
4.974
Dollaro Usa
Lira sterlina
Dollaro Usa
2007
2007
2008
2013
2008
2007
Tasso %
Scadenza
Valuta
Totale
Disaggio
di emissione
e rateo
di interesse
Importo
Eni ha stipulato con la Banca Europea per gli Investimenti accordi di finanziamento a lungo termine che prevedono il mantenimento di determinati indici finanziari basati sul bilancio consolidato di Eni o il mantenimento di un rating non inferiore ad
A- (S&P) e A3 (Moodys). Al 31 dicembre 2006 e al 30 giugno 2007 i debiti finanziari soggetti a queste clausole restrittive ammontano rispettivamente a 1.131 milioni di euro e a 1.098 milioni di euro. Inoltre, Saipem SpA ha stipulato un accordo di finanziamento con banche per 75 milioni di euro (stesso ammontare al 31 dicembre 2006) che prevede il mantenimento di determinati indici finanziari basati sul bilancio consolidato della Saipem. Eni e Saipem hanno rispettato le condizioni concordate.
Le obbligazioni di 4.974 milioni di euro riguardano titoli relativi al programma di Euro Medium Term Notes per complessivi 4.314
milioni di euro e altri prestiti obbligazionari per complessivi 660 milioni di euro.
L’analisi dei prestiti obbligazionari per emittente e per valuta con l’indicazione della scadenza e del tasso di interesse è la seguente:
a
2013
2019
2015
2010
2024
2015
2021
2013
2010
2007
da
4,875
2,876
4,450
0,810
2027
2009
2007
a
4,625
5,250
variabile
6,125
5,050
4,800
2,320
variabile
2,043
variabile
7,300
10,375
6,750
(*) Il prestito obbligazionario è garantito da un deposito bancario vincolato iscritto nelle attività finanziarie non correnti per 245 milioni di euro.
Le obbligazioni che scadono nei prossimi diciotto mesi ammontano a 905 milioni di euro e riguardano Eni Coordination Center
SA per 757 milioni di euro e Eni USA Inc. per 148 milioni di euro. Nel corso del primo semestre 2007 non sono state emesse nuove
obbligazioni.
Il tasso di interesse medio ponderato sui debiti finanziari a lungo termine, comprensivi delle quote a breve termine, è del 4,8% e
del 4,7% rispettivamente per il 2006 e per il primo semestre 2007.
113
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / N O T E A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA
Il valore di mercato dei debiti finanziari a lungo termine, comprensivi della quota a breve termine, ammonta a 8.063 milioni di
euro (8.415 milioni di euro al 31 dicembre 2006) e si analizza come segue:
(milioni di euro)
Obbligazioni
Banche
Altri finanziatori
31.12.2006
30.06.2007
5.239
2.311
865
8.415
5.016
2.142
905
8.063
Correnti
(milioni di euro)
A. Disponibilità liquide
B. Disponibilità liquide equivalenti
C. Titoli disponibili per la vendita
D. Liquidità (A+B+C)
E. Crediti finanziari
30.06.2007
31.12.2006
Il valore di mercato è stato determinato sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri adottando tassi di attualizzazione
compresi tra il 4,1% e il 6,3% (3,6% e 5,6% al 31 dicembre 2006).
Passività finanziarie per 223 milioni di euro sono garantite da ipoteche e privilegi sui beni immobili di imprese consolidate, da
pegni su titoli e da depositi vincolati (231 milioni di euro al 31dicembre 2006).
L’analisi dell’indebitamento finanziario netto indicato nel “Commento ai risultati economico-finanziari” delle “Informazioni sulla
gestione” è la seguente:
Non
Totale
Correnti
correnti
3.745
240
552
4.537
143
252
6.141
227
214
6.582
395
192
245
5.647
101
752
97
2.041
4.222
2.387
77
9.061
800
7.080
5.647
2.142
4.974
97
17
2.387
877
16.141
2.287
6.835
9.122
801
7.409
3.178
2.311
5.097
92
16
130
875
11.699
P. Indebitamento finanziario netto (O-D-E)
7.157
6.767
(390)
16
Totale
3.745
240
552
4.537
F. Passività finanziarie a breve termine verso banche
3.178
G. Passività finanziarie a lungo termine verso banche
131
H. Prestiti obbligazionari
685
I. Passività finanziarie a breve termine verso entità correlate
92
L. Passività finanziarie a lungo termine verso entità correlate
M. Altre passività finanziarie a breve termine
130
N. Altre passività finanziarie a lungo termine
74
O. Indebitamento finanziario lordo (F+G+H+I+L+M+N)
4.290
2.180
4.412
Non
correnti
6.141
227
214
6.582
17
437
I titoli disponibili per la vendita di 214 milioni di euro (552 milioni di euro al 31 dicembre 2006) sono non strumentali all’attività
operativa. La voce non comprende i titoli disponibili per la vendita strumentali all’attività operativa di 518 milioni di euro (420
milioni di euro al 31 dicembre 2006) relativi per 515 milioni di euro (417 milioni di euro al 31 dicembre 2006) ai titoli a copertura delle riserve tecniche delle società assicurative di Gruppo.
I crediti finanziari di 437 milioni di euro (395 milioni di euro al 31 dicembre 2006) sono non strumentali all’attività operativa. La
voce non comprende i crediti finanziari correnti strumentali all’attività operativa per 314 milioni di euro (246 milioni di euro al
31 dicembre 2006), di cui 306 milioni di euro (241 milioni di euro al 31 dicembre 2006) concessi a imprese controllate non consolidate, a imprese a controllo congiunto e a imprese collegate principalmente per la realizzazione di specifici progetti industriali. I crediti finanziari non correnti di 245 milioni di euro (252 milioni di euro al 31 dicembre 2006) si riferiscono ad un deposito
vincolato di Eni Lasmo Plc a garanzia di un prestito obbligazionario (246 milioni di euro al 31 dicembre 2006).
114
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / N O T E A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA
20
Fondi per rischi e oneri
Fondo abbandono e ripristino siti
Fondo rischi ambientali
Fondo rischi per contenziosi
Riserva sinistri e premi compagnie di assicurazione
Fondo per imposte
Fondo copertura perdite di imprese partecipate
Fondo dismissioni e ristrutturazioni
Fondo mutua assicurazione OIL
Fondo contratti onerosi
Fondo oneri relativi a revisione prezzi di vendita
Fondo operazioni e concorsi a premio
Altri fondi (*)
3.724
1.905
654
565
221
184
157
108
100
172
50
774
8.614
136
127
101
5
5
16
5
24
26
232
677
(356)
(148)
(17)
(8)
(6)
(6)
(11)
(26)
(21)
(140)
(44)
(244)
(1.027)
Valore
al 30.06.2007
Altre variazioni
Utilizzi
Accantonamenti
(milioni di euro)
Valore
al 31.12.2006
I fondi per rischi e oneri di 8.208 milioni di euro (8.614 milioni di euro al 31 dicembre 2006) si analizzano come segue:
(14)
(29)
8
15
(11)
(18)
3.490
1.855
746
577
209
176
151
82
79
56
32
755
8.208
(7)
(56)
(*) Di importo unitario inferiore a 50 milioni di euro.
Il fondo abbandono e ripristino siti di 3.490 milioni di euro 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 siti (3.432 milioni di euro). Gli accantonamenti di 136 milioni di euro riguardano la rilevazione iniziale e la variazione
della stima del fondo rilevati in contropartita alle attività materiali a cui si riferiscono (51 milioni di euro) e gli oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo rilevati a conto economico (85 milioni di euro); il tasso di attualizzazione utilizzato
è compreso tra il 4,7% e il 6,4%. Gli utilizzi di 356 milioni di euro riguardano la variazione della stima del fondo imputati in
contropartita alle attività materiali e immateriali a cui si riferiscono (319 milioni di euro) e gli utilizzi a fronte oneri
(37 milioni di euro). Le altre variazioni di 14 milioni di euro comprendono differenze passive di cambio da conversione dei
bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall’euro per 16 milioni di euro.
Il fondo rischi ambientali di 1.855 milioni di euro accoglie, prevalentemente, la stima degli oneri relativi a interventi
ambientali previsti da norme di legge e regolamenti principalmente in Syndial SpA (1.366 milioni di euro), nel settore
Refining & Marketing (346 milioni di euro) e nel settore Gas & Power (76 milioni di euro). Gli accantonamenti di 127 milioni di euro riguardano principalmente Syndial SpA (83 milioni di euro) e il settore Refining & Marketing (31 milioni di euro)
e comprendono incrementi connessi al trascorrere del tempo per 6 milioni di euro. Gli utilizzi di 148 milioni di euro riguardano prevalentemente Syndial SpA (95 milioni di euro) e il settore Refining & Marketing (32 milioni di euro) e comprendono utilizzi di fondi eccedenti per 13 milioni di euro e la variazione della stima dell’onere per 13 milioni di euro.
Il fondo rischi per contenziosi di 746 milioni di euro accoglie gli oneri previsti a fronte di penalità contrattuali e contenziosi
in genere. Il fondo è stato stanziato sulla base della miglior stima della passività. Gli accantonamenti di 101 milioni di euro
riguardano principalmente Syndial SpA (72 milioni di euro). Gli utilizzi di 17 milioni di euro comprendono utilizzi di fondi
eccedenti per 10 milioni di euro.
Il fondo riserva sinistri e premi compagnie di assicurazione di 577 milioni di euro accoglie gli oneri previsti a fronte dei sinistri assicurati dalle compagnie di assicurazione di Gruppo. Gli utilizzi di 8 milioni di euro riguardano la riserva eccedente gli
oneri da liquidare a fronte dei sinistri comunicati.
Il fondo per imposte di 209 milioni di euro riguarda principalmente gli oneri che si prevede di sostenere per contenziosi
fiscali connessi a incertezze applicative delle norme applicabili a società estere del settore Exploration & Production
(166 milioni di euro).
Il fondo copertura perdite di imprese partecipate di 176 milioni di euro accoglie gli stanziamenti effettuati in sede di valutazione delle partecipazioni a fronte di perdite eccedenti il patrimonio netto delle imprese partecipate.
115
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / N O T E A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA
Il fondo dismissioni e ristrutturazioni di 151 milioni di euro accoglie principalmente gli oneri previsti dal settore Refining
& Marketing (114 milioni di euro) a fronte di siti e attività materiali dismessi. Gli utilizzi di 11 milioni di euro comprendono utilizzi di fondi eccedenti per 2 milioni di euro.
Il fondo mutua assicurazione OIL di 82 milioni di euro accoglie gli oneri relativi alla maggiorazione dei premi assicurativi che saranno liquidati nei prossimi cinque esercizi alla Mutua Assicurazione Oil Insurance Ltd a cui Eni partecipa insieme ad altre compagnie
petrolifere. Il fondo è stato stanziato a seguito dell’elevata sinistrosità verificatasi nel 2004 e nel 2005.
Il fondo per contratti onerosi di 79 milioni di euro si riferisce essenzialmente a Syndial SpA e riguarda gli oneri che si prevede di
sostenere per contratti i cui costi di esecuzione sono divenuti superiori ai benefici derivanti dal contratto stesso.
Il fondo oneri relativo a revisione prezzi di vendita di 56 milioni di euro riguarda principalmente l’accantonamento effettuato a
seguito dell’applicazione della delibera n. 248/2004 dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas con la quale sono stati modificati
i parametri di riferimento per la determinazione della componente materia prima compresa nelle formule di vendita ai consumatori finali (23 milioni di euro). Gli utilizzi di 140 milioni di euro comprendono utilizzi di fondi eccedenti per 94 milioni di euro
relativi essenzialmente all’applicazione del nuovo regime regolatorio introdotto dalla delibera n. 134/2006 dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas.
Il fondo operazioni e concorsi a premio di 32 milioni di euro si riferisce al settore Refining & Marketing e accoglie gli oneri che si
prevede di sostenere a seguito dell’attuazione di campagne promozionali. Gli utilizzi di 44 milioni di euro comprendono utilizzi
di fondi eccedenti per 3 milioni di euro.
Gli utilizzi degli altri fondi di 244 milioni di euro comprendono utilizzi di fondi eccedenti per 96 milioni di euro.
21
Fondi per benefici ai dipendenti
I fondi per benefici ai dipendenti di 936 milioni di euro (1.071 milioni di euro al 31 dicembre 2006) si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Trattamento di Fine Rapporto di lavoro subordinato
Piani pensione esteri
Fondo integrativo sanitario dirigenti aziende Gruppo Eni e altri piani medici esteri
Altri fondi per benefici ai dipendenti
31.12.2006
30.06.2007
608
268
100
95
1.071
517
216
100
103
936
Il fondo Trattamento di Fine Rapporto, disciplinato dall’art. 2120 del codice civile, accoglie la stima dell’obbligazione, determinata sulla base di tecniche attuariali, relativa all’ammontare da corrispondere ai dipendenti delle imprese italiane all’atto della cessazione del rapporto di lavoro.
L’indennità, erogata sotto forma di capitale, è pari alla somma di quote di accantonamento calcolate sulle voci retributive corrisposte in dipendenza del rapporto di lavoro e rivalutate fino al momento della cessazione dello stesso. L’ammontare dell’accantonamento al TFR, considerata ai fini della determinazione della passività e del costo, è ridotta della parte eventualmente versata
a fondi pensione.
A seguito dell’entrata in vigore delle disposizioni della Legge Finanziaria 2007 e relativi decreti attuativi, a partire dal 1° gennaio
2007 il Trattamento di Fine Rapporto maturando sarà destinato ai fondi pensione, al fondo di tesoreria istituito presso l’INPS ovvero, nel caso di imprese aventi meno di 50 dipendenti, potrà rimanere in azienda analogamente a quanto effettuato nei periodi
precedenti.
I dipendenti hanno avuto la facoltà di operare la scelta della destinazione del proprio Trattamento di Fine Rapporto fino al 30 giugno 2007. In relazione a ciò, la destinazione delle quote maturande del Trattamento di Fine Rapporto ai fondi pensione ovvero
all’INPS comporta che una quota significativa del Trattamento di Fine Rapporto maturando sia classificato come un piano a contributi definiti in quanto l’obbligazione dell’impresa è rappresentata esclusivamente dal versamento dei contributi al fondo pensione ovvero all’INPS. La passività relativa al Trattamento di Fine Rapporto pregresso continua a rappresentare un piano a benefici definiti da valutare secondo ipotesi attuariali.
La modifica della natura dell’istituto ha comportato la necessità di provvedere alla rideterminazione del valore del fondo Trattamento di Fine Rapporto pregresso per effetto essenzialmente dell’esclusione dal calcolo attuariale delle ipotesi connesse agli
incrementi retributivi e all’aggiornamento delle ipotesi di natura finanziaria. Gli effetti della modifica del valore del Trattamento
di Fine Rapporto pregresso rilevati a conto economico ammontano a 74 milioni di euro.
116
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Piani pensione
esteri
I fondi per piani pensione riguardano schemi pensionistici a prestazioni definite adottati da imprese di diritto non italiano presenti principalmente nel Regno Unito, in Nigeria e in Germania. La prestazione è una rendita determinata in base all’anzianità di
servizio in azienda e alla retribuzione erogata durante l’ultimo anno di servizio oppure in base alla retribuzione annua media corrisposta in un periodo determinato e antecedente la cessazione del rapporto di lavoro.
L’ammontare della passività e del costo assistenziale relativi al fondo integrativo sanitario dirigenti aziende Gruppo Eni (FISDE) e
altri piani medici esteri vengono determinati con riferimento al contributo che l’azienda versa a favore dei dirigenti pensionati.
Gli altri fondi per benefici ai dipendenti riguardano principalmente il piano di incentivazione monetaria differita e i premi di anzianità. Il piano di incentivazione monetaria differita accoglie la stima dei compensi variabili in relazione alle performance aziendali
che saranno erogati nel 2009 ai dirigenti che hanno conseguito gli obiettivi individuali prefissati. I premi di anzianità sono benefici erogati al raggiungimento di un periodo minimo di servizio in azienda e, per quanto riguarda l’Italia, sono erogati in natura.
I fondi per benefici ai dipendenti, valutati applicando tecniche attuariali, si analizzano come di seguito indicato:
TFR
Passività
lorda
653
99
22
757
18
28
(milioni di euro)
2006
Valore attuale dell'obbligazione all'inizio dell'esercizio
Costo corrente
Oneri finanziari
Rendimento delle attività al servizio del piano
Contributi versati
Utili/perdite attuariali
Benefici pagati
Modifiche del piano
Riduzioni ed estinzioni del piano
Differenze di cambio da conversione e altre variazioni
Valore attuale delle passività e delle attività
alla fine dell'esercizio
2007
Valore attuale dell'obbligazione all'inizio dell'esercizio
Costo corrente
Oneri finanziari
Rendimento delle attività al servizio del piano
Contributi versati
Utili/perdite attuariali
Benefici pagati
Riduzioni ed estinzioni del piano
Differenze di cambio da conversione e altre variazioni
Valore attuale delle passività e delle attività al 30.06.07
(67)
(94)
1
(3)
(2)
(16)
2
(7)
(6)
Attività
al servizio
dei piani
(359)
(24)
(88)
(3)
12
Fisde
Altri
Totale
96
2
3
37
48
6
(5)
(5)
6
(2)
1.184
167
59
(24)
(91)
(71)
(105)
2
(1)
11
6
16
614
771
(440)
91
95
1.131
614
771
7
13
(440)
91
1
1
95
10
2
1.131
18
27
(11)
(57)
11
(11)
(57)
(33)
(74)
5
523
(18)
(4)
769
6
9
(493)
(2)
91
(47)
(74)
6
993
(4)
103
La passività lorda relativa ai piani pensioni esteri di 769 milioni di euro (771 milioni di euro al 31 dicembre 2006) comprende la
passività di competenza dei partner in joint venture per attività di esplorazione e produzione per un ammontare di 112 e 83 milioni di euro rispettivamente al 31 dicembre 2006 e al 30 giugno 2007; a fronte di tale passività è stato iscritto un credito di pari
ammontare. Gli altri benefici di 103 milioni di euro (95 milioni di euro al 31 dicembre 2006) riguardano principalmente i premi
di anzianità per 44 milioni di euro (stesso ammontare al 31 dicembre 2006) e l’incentivo monetario differito per 39 milioni di
euro (37 milioni di euro al 31 dicembre 2006).
117
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / N O T E A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA
(milioni di euro)
31.12.2006
Valore attuale alla fine dell'esercizio delle
passività con attività al servizio del piano
Valore attuale delle attività al servizio
del piano
Valore attuale netto delle passività con
attività al servizio del piano
Valore attuale netto delle passività
senza attività al servizio del piano
Utili (perdite) attuariali non rilevati
Passività netta rilevata nei fondi per benefici
ai dipendenti
22
30.06.2007
31.12.2006
30.06.2007
771
769
(440)
(493)
331
276
Altri
Fisde
TFR
Piani pensione
esteri
La riconciliazione delle attività o passività rilevate nei fondi per benefici ai dipendenti si analizza come segue:
31.12.2006
30.06.2007
31.12.2006
30.06.2007
614
(6)
523
(6)
91
9
103
(60)
91
9
95
(63)
608
517
268
216
100
100
95
103
Passività per imposte differite
690
(603)
488
Valore
al 30.06.2007
Utilizzi
5.852
Altre
variazioni
Accantonamenti
(milioni di euro)
Valore
al 31.12.2006
Le passività per imposte differite di 6.427 milioni di euro (5.852 milioni di euro al 31 dicembre 2006) sono indicate al netto delle
attività per imposte anticipate compensabili.
6.427
Le altre variazioni di 488 milioni di euro riguardano principalmente l’effetto fiscale differito connesso alla valutazione al fair value
del ramo di azienda relativo ad asset minerari acquisiti dal settore Exploration & Production in Congo (522 milioni di euro) e la
minore compensazione a livello di singola impresa delle imposte anticipate con le passività per imposte differite (136 milioni di
euro); questi incrementi sono stati parzialmente compensati dalle differenze passive di cambio da conversione dei bilanci delle
imprese operanti in aree diverse dall’euro (67 milioni di euro) e dall’effetto d'imposta correlato alla valutazione al fair value dei
titoli disponibili per la vendita (2 milioni di euro).
Le passività per imposte differite si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Imposte sul reddito differite
Imposte sul reddito anticipate compensabili
Imposte sul reddito anticipate non compensabili
118
31.12.2006
9.880
(4.028)
5.852
(1.725)
4.127
30.06.2007
10.319
(3.892)
6.427
(1.650)
4.777
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Imposte sul reddito anticipate:
- rivalutazione dei beni a norma delle leggi
nn. 342/2000 e 448/2001
- abbandono e ripristino siti (fondi per
rischi e oneri)
- ammortamenti non deducibili
- accantonamenti per svalutazione crediti,
rischi e oneri non deducibili
- perdite fiscali portate a nuovo
- altre
Passività nette per imposte differite
649
683
232
1.465
9.880
114
18
(79)
(85)
(10)
(216)
(603)
128
690
(1.017)
Valore
al 30.06.2007
(213)
Differenze di cambio
da conversione
430
Utilizzi
6.851
Altre
variazioni
Imposte sul reddito differite:
- ammortamenti eccedenti
- applicazione del costo medio ponderato
per le rimanenze
- abbandono e ripristino siti (attività materiali)
- interessi passivi imputati all'attivo patrimoniale
- altre
Accantonamenti
(milioni di euro)
Valore
al 31.12.2006
La natura delle differenze temporanee più significative che hanno determinato le passività nette per imposte differite è la seguente:
(58)
532
7.542
(9)
(67)
12
(57)
2
(70)
419
36
696
559
224
1.298
10.319
1
(980)
(1.496)
(744)
(54)
(78)
25
181
10
15
73
(7)
(1.442)
(633)
(1.000)
(83)
(1.413)
(5.753)
4.127
(160)
(1)
(224)
(517)
173
156
10
335
743
140
1
9
35
(32)
(37)
14
(94)
(50)
369
(1.041)
(59)
(1.387)
(5.542)
4.777
Le imposte sul reddito anticipate sono esposte al netto della svalutazione di quelle originate da differenze temporanee attive che
si ritiene di non poter recuperare.
Non sono state stanziate imposte differite sulle riserve in sospensione di imposta delle imprese controllate perché non se ne prevede la distribuzione (160 milioni di euro).
23
Altre passività
Le altre passività di 1.146 milioni di euro (418 milioni di euro al 31 dicembre 2006) si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Fair value su contratti derivati di copertura cash flow hedge
Debiti per attività di investimento
Altri debiti
Altre passività
31.12.2006
30.06.2007
26
207
185
418
712
15
208
211
1.146
Il fair value su contratti derivati di copertura cash flow hedge di 712 milioni di euro riguarda contratti posti in essere dal settore
Exploration & Production per stabilizzare i flussi di cassa attesi nel periodo 2008-2011 dalla vendita di circa il 2% del totale delle
riserve certe di idrocarburi al 31 dicembre 2006. Le variazioni del fair value sono state rilevate a patrimonio netto per 671 milioni di euro e a conto economico alla voce “oneri finanziari” per 41 milioni di euro in quanto inefficaci ai fini della copertura (componente time value). Gli impegni per contratti derivati di copertura cash flow hedge ammontano a 4.784 milioni di euro.
Le informazioni relative ai rischi oggetto di copertura e alle politiche di hedging sono indicate alla nota n. 26 – Garanzie, impegni
e rischi.
119
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24
Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili
Le altre attività destinate alla vendita e le passività direttamente associabili rispettivamente di 193 e 65 milioni di euro riguardano la cessione da parte del settore Ingegneria & Costruzioni del gruppo Camom e della partecipazione in Haldor Topsøe AS. Il
gruppo Camom opera principalmente in Francia nel settore delle manutenzioni di impianti industriali. La vendita è stata definita
nel mese di luglio 2007 ed è soggetta ad autorizzazione da parte delle competenti Autorità Antitrust. Haldor Topsøe AS opera nel
settore della progettazione e relizzazione di catalizzatori e impianti di processo. La vendita è prevista nel secondo semestre 2007.
25
Patrimonio netto
(milioni di euro)
Saipem SpA
Snam Rete Gas SpA
Tigaz Tiszantuli Gazszolgaltato Reszvenytarsasag
Altre
I semestre 2006
155
169
2
12
338
I semestre 2007
165
139
(2)
9
311
Patrimonio
netto
Risultato
del periodo
Capitale e riserve di terzi azionisti
Il risultato del periodo e il patrimonio netto di competenza di azionisti terzi sono riferiti alle seguenti imprese:
31.12.2006
30.06.2007
879
1.004
79
208
2.170
983
800
79
206
2.068
Capitale sociale
Riserva legale
Riserva per acquisto di azioni proprie
Riserva per differenze cambio
Altre riserve
Utili relativi a esercizi precedenti
Azioni proprie
Acconto sul dividendo
Utile del periodo
4.005
959
7.262
(398)
400
25.168
(5.374)
(2.210)
9.217
39.029
Valore al
30.06.2007
(milioni di euro)
Valore al
31.12.2006
Patrimonio netto di Eni
Il patrimonio netto di Eni di 40.228 milioni di euro (39.029 milioni di euro al 31 dicembre 2006) si analizza come segue:
4.005
959
7.242
(629)
(124)
29.613
(5.693)
4.855
40.228
Capitale sociale
Al 30 giugno 2007, il capitale sociale di Eni SpA, interamente versato, è rappresentato da n. 4.005.358.876 azioni ordinarie del
valore nominale di 1 euro (stesso numero di azioni al 31 dicembre 2006).
Il 24 maggio 2007 l’Assemblea ordinaria degli azionisti di Eni SpA ha deliberato la distribuzione del dividendo di 0,65 euro per
azione, con esclusione delle azioni proprie in portafoglio alla data di stacco cedola, a saldo dell’acconto sul dividendo dell’esercizio 2006 di 0,60 euro per azione; il saldo del dividendo è stato messo in pagamento a partire dal 21 giugno 2007, con stacco cedola fissato al 18 giugno 2007.
Riserva legale
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.
120
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / N O T E A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA
Riserve per acquisto di azioni proprie
La riserva per acquisto di azioni proprie riguarda la riserva costituita per l’acquisto di azioni proprie in esecuzione di deliberazioni dell’Assemblea degli azionisti. L’ammontare di 7.242 milioni di euro (7.262 milioni di euro al 31 dicembre 2006) comprende
le azioni proprie acquistate.
Riserva per differenze cambio
La riserva per differenze cambio riguarda le differenze cambio da conversione in euro dei bilanci delle imprese operanti in aree
diverse dall’euro.
Riserva
lorda
(milioni di euro)
Riserva al 31 dicembre 2005
variazione dell'esercizio 2006
Utilizzo a conto economico
Riserva al 31 dicembre 2006
variazione del primo semestre 2007
Riserva al 30 giugno 2007
27
2
(21)
8
(11)
(3)
Effetto
fiscale
differito
(8)
6
(2)
3
1
Riserva
netta
19
2
(15)
6
(8)
(2)
Riserva
lorda
27
1
(27)
1
(845)
(844)
Effetto
fiscale
differito
Totale
Titoli
disponibili
per la vendita
Derivati
di copertura
cash flow hedge
Altre riserve
Le altre riserve con valore negativo di 124 milioni di euro (con valore positivo di 400 milioni di euro al 31 dicembre 2006) si analizzano come segue:
- per 247 milioni di euro riguardano l’incremento del patrimonio netto di competenza Eni in contropartita al patrimonio netto
di competenza degli azionisti terzi determinatosi a seguito della vendita da parte di Eni SpA di Snamprogetti SpA a Saipem
Projects SpA (stesso ammontare al 31 dicembre 2006);
- per 158 milioni di euro riguardano le riserve di capitale di Eni SpA (146 milioni di euro al 31 dicembre 2006);
- per 529 milioni di euro la riserva negativa per valutazione al fair value dei titoli disponibili per la vendita e dei derivati cash flow
hedge, al netto del relativo effetto fiscale (riserva positiva di 7 milioni di euro al 31 dicembre 2006).
La riserva per valutazione al fair value dei titoli disponibili per la vendita e dei derivati cash flow hedge, al netto del relativo effetto
fiscale, si analizza come segue:
Riserva
netta
(11)
16
1
(16)
1
(528)
(527)
11
317
317
Riserva
lorda
Effetto
fiscale
differito
54
3
(48)
9
(856)
(847)
Riserva
netta
(19)
17
(2)
320
318
35
3
(31)
7
(536)
(529)
Numero azioni al 31 dicembre 2006
diritti esercitati
diritti decaduti
Numero azioni al 30 giugno 2007
38.240.400
(1.193.900)
(155.900)
36.890.600
1.873.600
(226.800)
(800)
1.646.000
Totale
Stock grant
Stock option
Azioni proprie
Le azioni proprie acquistate ammontano a 5.693 milioni di euro (5.374 milioni di euro al 31 dicembre 2006) e sono rappresentate
da n. 337.370.797 azioni ordinarie Eni del valore nominale di 1 euro detenute dalla stessa Eni SpA (n. 324.959.866 azioni al 31 dicembre 2006). Le azioni proprie per 814 milioni di euro (839 milioni di euro al 31 dicembre 2006), rappresentate da
n. 38.536.600 azioni ordinarie (n. 40.114.000 azioni ordinarie al 31 dicembre 2006), sono al servizio dei piani di stock option 20022005 e 2006-2008 (n. 36.890.600 azioni) e di stock grant 2003-2005 (n. 1.646.000 azioni). Il decremento di n. 1.577.400 azioni si
analizza come segue:
40.114.000
(1.420.700)
(156.700)
38.536.600
Al 30 giugno 2007 sono in essere impegni per l’assegnazione di n. 13.940.600 azioni a fronte dei piani di stock option e di
n. 1.646.000 azioni a fronte dei piani di stock grant. Il prezzo di esercizio delle stock option è di 15,216 euro per le assegnazioni
2002 (n. 125.500), di 13,743 euro per le assegnazioni 2003 (n. 411.900), di 16,576 euro per le assegnazioni 2004 (n. 2.799.500),
di 22,512 euro per le assegnazioni 2005 (n. 3.819.000) e la media ponderata per le quantità assegnate di 23,119 per le assegnazioni 2006 (n. 6.784.700).
Informazioni sugli impegni assunti a fronte dei piani di stock option e stock grant sono fornite alla nota n. 28 – Costi operativi.
121
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / N O T E A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA
Riserve distribuibili
Il patrimonio netto di Eni al 30 giugno 2007 comprende riserve distribuibili per circa 33.500 milioni di euro. Alcune di queste
riserve sono soggette a tassazione in caso di distribuzione; il relativo onere d’imposta è stanziato limitatamente alle riserve di cui
è prevista la distribuzione (45 milioni di euro).
(milioni di euro)
Come da relazione semestrale di Eni SpA
Eccedenza dei patrimoni netti dei bilanci di esercizio,
comprensivi dei risultati di periodo, rispetto ai valori
di carico delle partecipazioni in imprese consolidate
Rettifiche effettuate in sede di consolidamento per:
- differenza tra prezzo di acquisto e corrispondente
patrimonio netto contabile
- eliminazione rettifiche e accantonamenti di natura
esclusivamente fiscale e uniformità dei principi contabili
- eliminazione di utili infragruppo
- imposte sul reddito differite e anticipate
- altre rettifiche
Interessi di terzi
Come da bilancio consolidato
26
Patrimonio
netto
Risultato
del periodo
Prospetto di raccordo del risultato d’esercizio e del patrimonio netto di Eni SpA con quelli consolidati
I semestre 2006
I semestre 2007
31.12.2006
30.06.2007
5.455
5.574
26.935
30.406
(722)
16.136
13.728
(1)
(1)
1.138
1.235
287
(98)
(201)
56
5.613
(338)
5.275
222
53
42
(2)
5.166
(311)
4.855
(1.435)
(2.907)
1.244
88
41.199
(2.170)
39.029
(1.095)
(2.855)
780
97
42.296
(2.068)
40.228
115
Garanzie, impegni e rischi
Fidejussioni
(milioni di euro)
Imprese controllate consolidate
Imprese controllate non consolidate
Imprese a controllo congiunto e collegate
Altri
3
5.682
79
5.764
30.06.2007
31.12.2006
Garanzie
Le garanzie di 14.720 milioni di euro (14.384 milioni di euro al 31 dicembre 2006) si analizzano come segue:
Altre
garanzie
personali
Totale
Fidejussioni
6.539
294
1.735
52
8.620
6.539
297
7.417
131
14.384
3
5.754
72
5.829
Altre
garanzie
personali
Totale
6.966
191
1.657
77
8.891
6.966
194
7.411
149
14.720
Le altre garanzie personali prestate nell’interesse di imprese consolidate di 6.966 milioni di euro (6.539 milioni di euro al 31 dicembre 2006) riguardano principalmente: (i) contratti autonomi rilasciati a terzi a fronte di partecipazioni a gare d’appalto e rispetto
degli accordi contrattuali per 3.513 milioni di euro (3.467 milioni di euro al 31 dicembre 2006), di cui 2.570 milioni di euro relativi al settore Ingegneria & Costruzioni (2.726 milioni di euro al 31 dicembre 2006); (ii) rimborso di crediti IVA da parte
dell’Amministrazione finanziaria per 1.352 milioni di euro (1.393 milioni di euro al 31 dicembre 2006); (iii) rischi assicurativi per
270 milioni di euro che Eni ha riassicurato (246 milioni di euro al 31 dicembre 2006). L’impegno effettivo a fronte delle suddette
garanzie è di 6.626 milioni di euro (6.160 milioni di euro al 31 dicembre 2006).
122
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Le fidejussioni e le altre garanzie personali prestate nell’interesse di imprese controllate non consolidate di 194 milioni di euro
(297 milioni di euro al 31 dicembre 2006) riguardano contratti autonomi e lettere di patronage rilasciati a committenti per partecipazioni a gare d’appalto e per buona esecuzione dei lavori per 182 milioni di euro (288 milioni di euro al 31 dicembre 2006).
L’impegno effettivo a fronte delle suddette garanzie è di 102 milioni di euro (204 milioni di euro al 31 dicembre 2006).
Le fidejussioni e le altre garanzie personali prestate nell’interesse di imprese a controllo congiunto e collegate di 7.411 milioni di
euro (7.417 milioni di euro al 31 dicembre 2006) riguardano principalmente: (i) la fidejussione di 5.728 milioni di euro (5.654
milioni di euro al 31 dicembre 2006) rilasciata da Eni SpA alla Treno Alta Velocità – TAV – SpA per il puntuale e corretto adempimento del progetto e dell’esecuzione lavori della tratta ferroviaria Milano-Bologna da parte del CEPAV (Consorzio Eni per l’Alta
Velocità) Uno; a fronte della garanzia i partecipanti del Consorzio, escluse le società controllate da Eni, hanno rilasciato a Eni lettere di manleva nonché garanzie bancarie a prima richiesta in misura pari al 10% delle quote lavori rispettivamente assegnate; (ii)
fidejussioni e altre garanzie personali rilasciate a banche in relazione alla concessione di prestiti e linee di credito per 1.149 milioni
di euro (1.214 milioni di euro al 31 dicembre 2006), fra le quali quella rilasciata da Snam SpA (ora incorporata in Eni SpA) per 738
milioni di euro per conto di Blue Stream Pipeline Co BV (50% Eni) a favore del consorzio internazionale di banche che ha finanziato
la società (756 milioni di euro al 31 dicembre 2006). Il decremento di 18 milioni di euro è relativo a differenze passive di cambio
da conversione; (iii) fidejussioni e altre garanzie personali rilasciate a committenti per partecipazioni a gare d’appalto e per buona
esecuzione dei lavori per 257 milioni di euro (251 milioni di euro al 31 dicembre 2006). L’impegno effettivo a fronte delle suddette garanzie è di 2.210 milioni di euro (2.470 milioni di euro al 31 dicembre 2006).
Le fidejussioni e le altre garanzie personali prestate nell’interesse di altri di 149 milioni di euro (131 milioni di euro al 31 dicembre
2006) riguardano essenzialmente garanzie rilasciate a favore di banche e di altri finanziatori per la concessione di prestiti e linee di
credito nell’interesse di partecipazioni minori o imprese cedute per 85 milioni di euro (87 milioni di euro al 31 dicembre 2006).
L’impegno effettivo a fronte delle suddette garanzie è di 125 milioni di euro (121 milioni di euro al 31 dicembre 2006).
Impegni e rischi
Gli impegni e rischi di 4.989 milioni di euro (1.545 milioni di euro al 31 dicembre 2006) si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Impegni
Acquisto di beni
Altri
Rischi
31.12.2006
30.06.2007
9
207
216
1.329
1.545
3.522
205
3.727
1.262
4.989
Gli impegni di acquisto di beni di 3.522 milioni di euro riguardano l’impegno del settore Exploration & Production ad acquistare asset
petroliferi nel Golfo del Messico dalla società statunitense Dominion Resources. L’operazione si è conclusa nel mese di luglio 2007.
Gli altri impegni di 205 milioni di euro (207 milioni di euro al 31 dicembre 2006) riguardano essenzialmente gli impegni, anche
per conto del partner Shell Italia E&P SpA, derivanti dalla firma del protocollo di intenti stipulato con la Regione Basilicata, connesso al programma di sviluppo petrolifero proposto da Eni SpA nell’area della Val d’Agri per 181 milioni di euro (stesso importo
al 31 dicembre 2006).
I rischi di 1.262 milioni di euro (1.329 milioni di euro al 31 dicembre 2006) riguardano principalmente rischi di custodia di beni
di terzi per 852 milioni di euro (918 milioni di euro al 31 dicembre 2006) e indennizzi relativi a impegni assunti per la cessione di
partecipazioni e rami aziendali per 392 milioni di euro (393 milioni di euro al 31 dicembre 2006).
Gestione dei rischi d’impresa
PREMESSA
Nell’ambito dei rischi d’impresa, i principali rischi identificati, monitorati e, per quanto di seguito specificato, attivamente gestiti
da Eni sono i seguenti:
(i) il rischio mercato derivante dall’esposizione alle fluttuazioni dei tassi di interesse, dei tassi di cambio tra l’euro e le altre valute nelle quali opera l’impresa, nonché alla volatilità dei prezzi delle commodity;
(ii) il rischio credito derivante dalla possibilità di default di una controparte;
(iii) il rischio liquidità derivante dalla mancanza di risorse finanziarie per far fronte agli impegni finanziari a breve termine;
(iv) il rischio Paese nell’attività oil & gas;
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(v) il rischio operation;
(vi) la possibile evoluzione del mercato italiano del gas;
(vii) i rischi specifici dell’attività di ricerca e produzione di idrocarburi.
Sono state recentemente emesse le nuove “Linee Guida Eni in materia di gestione e controllo dei rischi finanziari”, con l’obiettivo
di effettuare l’aggiornamento e la manutenzione delle policy in materia di rischi finanziari, tenendo conto dei cambiamenti di
struttura organizzativa intervenuti (incorporazione di Enifin dal 1° gennaio 2007) e delle esigenze di integrazioni relative ad alcune tipologie di rischio.
RISCHIO MERCATO
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 Guida” e da procedure che fanno riferimento ad un modello centralizzato di gestione delle attività
finanziarie, basato su due distinte strutture di finanza operativa: Unità Finanza di Eni Corporate (fino al 31 dicembre 2006 tale attività
era svolta dalla società Enifin SpA, successivamente incorporata in Eni) ed Eni Coordination Center SA, che garantiscono la copertura dei fabbisogni e l’assorbimento dei surplus finanziari, rispettivamente, delle società italiane ed estere del Gruppo.
In particolare, in Eni sono accentrate tutte le operazioni in cambi e in derivati del Gruppo. Il rischio di prezzo delle commodity è
gestito dalle singole unità di business ed Eni assicura la negoziazione dei derivati di copertura.
Eni stipula contratti derivati con l’obiettivo di minimizzare l’esposizione ai rischi di cambio e di tasso di interesse e di gestire il
rischio commodity e non entra in contratti derivati aventi finalità speculative.
Lo schema di riferimento definito attraverso le “Linee Guida” prevede che la misurazione e il controllo dei rischi di mercato si basino sulla fissazione di limiti massimi di rischio accettabile espressi in termini di Value at Risk (VaR), metodo che valuta i rischi nella
prospettiva del valore economico indicando la perdita potenziale del portafoglio esposto al rischio a seguito di variazioni dei fattori di mercato tenuto conto della correlazione delle variazioni di valore degli strumenti che compongono il portafoglio.
Con riferimento ai rischi di tasso di interesse e rischio di cambio, i limiti di VaR sono definiti in capo alle strutture di finanza operativa, che, dato il modello organizzativo accentrato, centralizzano le posizioni a rischio del Gruppo. 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 ad 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.
Per quanto riguarda il rischio commodity, le “Linee Guida” definiscono le regole per una gestione di questo rischio finalizzata all’ottimizzazione dell’attività “core” e al perseguimento degli obiettivi relativi ai margini industriali. Anche in questo caso sono definiti limiti massimi di rischio espressi in termini di VaR con riferimento all’esposizione commerciale, mentre l’esposizione strategica
al rischio che è intrinseca al business, è monitorata anch’essa attraverso il VaR ma non è oggetto di sistematica attività di copertura con strumenti finanziari derivati. Pertanto Eni valuta l’opportunità di mitigare l’esposizione al rischio commodity mediante il
ricorso ad appropriati strumenti derivati di copertura in relazione alle singole operazioni di acquisto di riserve finalizzate al perseguimento di obiettivi di crescita o come parte della gestione ordinaria del portafoglio.
I limiti di VaR per il rischio commodity di natura commerciale sono assegnati alle singole unità di business; in Eni confluiscono le
richieste di copertura in strumenti derivati.
Le tre tipologie di rischio di mercato, le cui policy di gestione e di controllo sono state come sopra sintetizzate, presentano le caratteristiche di seguito specificate.
RISCHIO DI CAMBIO
L’esposizione al rischio di variazioni dei tassi di cambio deriva dall’operatività dell’impresa in valute diverse dall’euro (in particolare il dollaro USA) e dallo sfasamento temporale tra la rilevazione per competenza dei ricavi e dei costi denominati in valuta
diversa da quella di bilancio e la loro realizzazione finanziaria (rischio cambio transattivo). In generale, un apprezzamento del dollaro USA rispetto all’euro ha un effetto positivo sull’utile operativo di Eni e viceversa. Eni centralizza la gestione del rischio cambio, compensando le esposizioni di segno opposto derivanti dalle diverse attività di business coinvolte e coprendo con il mercato
l’esposizione residua. A questo scopo vengono impiegate diverse tipologie di contratti derivati (in particolare swap e forward,
nonché opzioni su valute). Per quanto attiene alla valorizzazione a fair value degli strumenti derivati su tassi di cambio, essa viene
calcolata basandosi sistematicamente su quotazioni di mercato fornite da primari info-provider. Il VaR derivante da posizioni a
rischio tasso di cambio viene calcolato con frequenza giornaliera secondo l’approccio parametrico (varianza/covarianza), adottando un livello di confidenza pari al 99% ed un holding period di 20 giorni. Il rischio di cambio traslativo (impatti sul bilancio consolidato per effetto della conversione di attività e passività di imprese che redigono il bilancio in una valuta diversa dall’euro) è
tendenzialmente considerato non rilevante sulle partecipazioni strategiche.
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RISCHIO DI TASSO D’INTERESSE
Le oscillazioni dei tassi di interesse influiscono sul valore di mercato delle attività e passività finanziarie dell’impresa e sul livello
degli oneri finanziari netti. Eni utilizza contratti derivati su tasso di interesse, in particolare Interest Rate Swap e Cross Currency
Swap, per gestire il bilanciamento tra indebitamento a tasso fisso e indebitamento a tasso variabile. Per quanto attiene alla valorizzazione a fair value degli strumenti derivati su tassi di interesse, essa viene calcolata basandosi sistematicamente su quotazioni
di mercato fornite da primari info-provider. Il VaR derivante da posizioni a rischio tasso di interesse viene calcolato con frequenza
giornaliera secondo l’approccio parametrico (varianza/covarianza), adottando un livello di confidenza pari al 99% ed un holding
period di 20 giorni.
RISCHIO COMMODITY
I risultati dell’impresa sono influenzati dalle variazioni dei prezzi dei prodotti e servizi venduti. La riduzione dei prezzi degli idrocarburi comporta generalmente la diminuzione dei risultati operativi e viceversa. Per la gestione del rischio commodity, Eni utilizza strumenti derivati negoziati nei mercati organizzati ICE e NYMEX (futures) e strumenti derivati Over The Counter (in particolare
swap, forward, Contracts For Differences e option) con sottostante greggio, prodotti petroliferi o energia elettrica. Per quanto attiene alla valorizzazione a fair value degli strumenti derivati su commodity, essa viene calcolata basandosi su quotazioni di mercato
fornite da primari info-provider, oppure, laddove esse non siano disponibili, da appropriate tecniche di valutazione. Il VaR derivante da posizioni a rischio commodity viene calcolato con frequenza giornaliera secondo l’approccio della simulazione storica,
adottando un livello di confidenza pari al 95% ed un holding period di un giorno.
La seguente tabella riporta i valori registrati nel semestre in termini di VaR (raffrontati con quelli dell’esercizio precedente) per
quanto attiene i rischi di tasso di interesse e di cambio, nella prima parte, nonché il rischio commodity, per aree omogenee (tenuto conto della valuta utilizzata per la valorizzazione di mercato dei prodotti petroliferi, i valori VaR delle commodity sono espressi
in milioni di dollari USA).
(VaR - approccio parametrico varianze/covarianze; Holding period: 20 giorni; Intervallo di confidenza: 99%)
Anno 2006
(milioni di euro)
Tasso di interesse
Tasso di cambio
Semestre 2007
Massimo
Minimo
Medio
Fine periodo
Massimo
Minimo
5,15
2,02
0,45
0,02
2,01
0,24
1,10
0,21
1,26
1,25
0,47
0,03
Medio Fine periodo
0,78
0,19
0,99
0,17
(VaR - approccio simulazione storica; Holding period: 1 giorno; Intervallo di confidenza: 95%)
Anno 2006
(milioni di dollari)
Area oil, prodotti
Area Gas & Power
Semestre 2007
Massimo
Minimo
Medio
Fine periodo
Massimo
Minimo
35,69
46,63
5,40
18,36
17,80
31,01
8,59
22,82
35,93
48,41
4,86
20,12
Medio Fine periodo
17,21
36,33
10,00
42,43
RISCHIO CREDITO
Il rischio credito rappresenta l’esposizione dell’impresa a potenziali perdite derivanti dal mancato adempimento delle obbligazioni assunte dalla controparte.
La gestione del credito commerciale è affidata alla responsabilità delle unità di business sulla base di procedure formalizzate di
valutazione e di affidamento dei partner commerciali, ivi comprese le attività di recupero crediti e dell’eventuale gestione del
contenzioso.
Il monitoraggio delle posizioni di rischio di credito commerciale connesso al normale svolgimento delle attività è assicurato centralmente da Eni che definisce le metodologie per la quantificazione e il controllo della rischiosità del cliente a livello di Gruppo. In
particolare, viene controllato il rischio derivante dalle esposizioni su controparti multibusiness o con esposizioni superiori alla soglia
di rilevanza, attraverso l’uso di score rappresentativi dei livelli di rischio.
Per quanto attiene al rischio di controparte finanziaria derivante dall’impiego della liquidità e dalle posizioni in contratti derivati,
l’identificazione delle controparti fa riferimento alle sopra indicate “Linee Guida”, in base alle quali sono state definite le caratteristiche dei soggetti idonei ad essere controparte nelle transazioni finanziarie. La lista delle specifiche controparti autorizzate comprende gli Stati e le istituzioni finanziarie di area OCSE contraddistinte da rating elevato e viene sistematicamente aggiornata.
L’impresa non ha avuto casi significativi di mancato adempimento delle controparti.
Al 30 giugno 2007 non vi sono concentrazioni significative di rischio di credito.
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RISCHIO LIQUIDITÀ
Il rischio liquidità rappresenta il rischio che, a causa dell’incapacità di reperire nuovi fondi (funding liquidity risk) o di liquidare attività sul mercato (asset liquidity risk), l’impresa non riesca a far fronte ai propri impegni di pagamento e, più in generale, a esigenze finanziarie di breve termine.
All’indebitamento a lungo termine di Eni sono stati attribuiti rating AA e Aa2, rispettivamente da parte di Standard & Poor’s e
Moody’s. Attraverso il sistema creditizio e i mercati dei capitali, Eni ha accesso ad un’ampia gamma di fonti di finanziamento a
costi competitivi, e coordina a livello accentrato i rapporti con le controparti bancarie. Allo stato attuale, la Società ritiene, attraverso la diversificazione delle fonti e la disponibilità di linee di credito, di avere accesso a fonti di finanziamento sufficienti a soddisfare le prevedibili necessità finanziarie. L’obiettivo della gestione del rischio liquidità è comunque non solo quello di garantire
risorse finanziarie disponibili che siano sufficienti a coprire gli impegni a breve e le obbligazioni in scadenza, ma anche di assicurare la disponibilità di un adeguato livello di elasticità operativa per i programmi di sviluppo di Eni, mantenendo un equilibrio in
termini di durata e di composizione del debito. La gestione del rischio liquidità è attuata adottando strategie finalizzate al perseguimento di una struttura adeguata degli affidamenti (in particolare attraverso linee bancarie committed) e/o alla creazione di
riserve di liquidità. I limiti di rischio definiti sono espressi in termini di livello percentuale massimo di leverage e di livelli percentuali minimi del rapporto tra indebitamento a medio/lungo termine su indebitamento totale e di quello tra indebitamento a tasso
fisso sull’indebitamento totale a medio/lungo termine.
RISCHIO PAESE
Una parte notevole delle riserve di idrocarburi Eni sono localizzate in Paesi al di fuori dell’Unione Europea e dell’America
Settentrionale, alcuni dei quali possono essere politicamente o economicamente meno stabili dei Paesi dell’Unione Europea o
dell’America Settentrionale. Al 31 dicembre 2006 circa il 70% delle riserve certe di idrocarburi di Eni erano localizzate in tali Paesi.
Analogamente, una parte notevole degli approvvigionamenti di gas di Eni proviene da Paesi al di fuori dell’Unione Europea o
dell’America Settentrionale. Nel 2006 circa il 60% delle forniture di gas naturale di Eni proveniva da tali Paesi. Evoluzioni del quadro politico, crisi economiche, conflitti sociali interni possono compromettere in modo temporaneo o permanente la capacità di
Eni di operare, o di operare in condizioni economiche, in tali Paesi, nonché di assicurarsi l’accesso alle riserve di idrocarburi e l’approvvigionamento di gas. Ulteriori 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 ed espropriazioni, come nel caso della cancellazione unilaterale subita da Eni del contratto di servizio relativo alle attività petrolifere di Dación in Venezuela da parte della compagnia di
Stato PDVSA; (iii) restrizioni di varia natura sulle attività di esplorazione, produzione, importazione ed esportazione; (iv) incrementi della fiscalità applicabile; (v) conflitti sociali interni che sfociano in atti di sabotaggio, attentati, violenze e accadimenti simili. Ferma restando la loro natura imprevedibile, tali eventi possono accadere in ogni momento comportando impatti negativi sui
risultati economico-finanziari di Eni.
Eni monitora periodicamente i rischi di natura politica, sociale ed economica dei circa 60 Paesi dove ha investito o intende investire, con particolare riguardo alla valutazione degli investimenti dell’upstream. Il rischio Paese è mitigato attraverso l’utilizzo di
disposizioni di gestione del rischio definite nella procedura “Project risk assessment and management”.
RISCHIO OPERATION
Eni è soggetta a numerose leggi e regolamenti per la tutela dell’ambiente, della salute e della sicurezza a livello nazionale, internazionale e comunitario, comprese le leggi che attuano convenzioni e protocolli internazionali, relativi alle attività nel campo
degli idrocarburi, ai prodotti e alle altre attività svolte. In particolare queste norme prevedono l’acquisizione di permessi prima
dell’avvio della perforazione; pongono limitazioni al tipo, alla concentrazione e alla quantità delle diverse sostanze che possono
essere rilasciate nell’ambiente durante l’attività di prospezione, di ricerca e di produzione; limitano o proibiscono l’attività di
perforazione in terreni situati in aree protette; prevedono sanzioni di natura penale e civile a carico dei responsabili nel caso di
inquinamento ambientale. La normativa ambientale pone limiti anche alle emissioni nell’atmosfera e agli scarichi in acque superficiali e sotterranee da parte di impianti petroliferi, petrolchimici, di raffinazione e di trasporto. Le attività di Eni, inoltre, sono soggette a disposizioni normative specifiche relative alla produzione, al trasporto, allo stoccaggio, allo smaltimento e al trattamento
dei rifiuti. Le normative in materia ambientale, di salute e di sicurezza hanno un impatto notevole sulle attività di Eni ed è probabile che negli anni futuri Eni continui a sostenere significativi costi e oneri per adempiere gli obblighi previsti da leggi e regolamenti in tema di ambiente, salute e sicurezza.
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A questo proposito Eni si è dotata di Linee Guida HSE finalizzate alla garanzia della sicurezza e della salute dei dipendenti, delle
popolazioni, dei contrattisti e dei clienti nonché alla salvaguardia dell’ambiente e alla tutela dell’incolumità pubblica che impongono di operare nel pieno rispetto della normativa vigente e di adottare principi, standard e soluzioni che costituiscano le best
practice industriali.
Il processo continuo di individuazione, valutazione e mitigazione dei rischi è alla base della gestione HSE in tutte le fasi di attività
di ciascuna unità di business e si attua attraverso l’adozione di procedure che tengono conto della specificità delle attività stesse
e dei siti in cui si sviluppano.
L’attività di codificazione e procedurizzazione delle fasi operative consente di raggiungere, con sempre maggiore efficacia, il risultato di una riduzione della componente umana nel rischio di gestione dell’impianto. A ciò si aggiunga il costante miglioramento
degli impianti, nel senso di una sempre maggiore automatizzazione degli stessi.
L’approccio integrato alle problematiche di salute, sicurezza e ambiente è favorito dall’applicazione, a tutti i livelli delle Divisioni
e Società Eni, di un Sistema di Gestione HSE che trova il suo riferimento metodologico nel Modello di Sistema di Gestione HSE Eni.
Esso, basato su un ciclo annuale di pianificazione, attuazione, controllo, riesame dei risultati e definizione dei nuovi obiettivi, è
orientato alla prevenzione dei rischi, al monitoraggio sistematico e al controllo delle performance HSE, in un ciclo di miglioramento continuo che prevede anche l’audit di tali processi da parte di personale interno ed esterno.
La possibile evoluzione del mercato italiano del gas
Il Decreto Legislativo 23 maggio 2000, n. 164 ha dettato norme per la liberalizzazione del mercato interno del gas naturale con
un impatto significativo sull’operatività di Eni che è presente in Italia in tutte le attività della filiera del gas naturale. L’apertura alla
concorrenza del mercato del gas è assicurata dai tetti normativi sui volumi immessi nella rete nazionale di trasporto e su quelli
venduti ai clienti finali8, che hanno comportato l’ingresso sul mercato di nuovi operatori con la conseguente, progressiva erosione dei margini di vendita del gas.
Gli altri aspetti di rilievo della regolamentazione del settore del gas in Italia sono l’accesso regolato alle infrastrutture e il riconoscimento all’Autorità per l’energia elettrica e il gas di poteri di regolamentazione in particolare in materia di fissazione dei prezzi
per le forniture ai clienti del mercato retail (consumo annuo inferiore ai 200 mila metri cubi) e di determinazione delle tariffe per
l’uso delle infrastrutture di trasporto, distribuzione, stoccaggio e rigassificazione del gas naturale.
In base ai principi della legge istitutiva e ad altre disposizioni normative, l’Autorità per l’energia elettrica e il gas ha il potere di
monitorare i livelli dei prezzi del gas naturale e di definire le condizioni economiche di fornitura del gas ai clienti del settore residenziale e commerciale con consumi inferiori ai 200 mila metri cubi/anno (qualificati come clienti non idonei alla data del 31
dicembre 2002 in base al D.Lgs n. 164/2000), tenendo conto del pubblico interesse di contenere la dinamica inflativa correlata
all’incremento dei costi energetici. Pertanto le decisioni dell’Autorità in materia possono limitare la possibilità di trasferire sul
consumatore finale gli incrementi del costo della materia prima. In particolare, a conclusione di un lungo e complesso procedimento amministrativo avviato nel 2004 e finalizzato nel marzo 2007 con la delibera n. 79/2007, l’Autorità ha determinato un
nuovo meccanismo di indicizzazione del costo della materia prima applicato ai volumi consumati dai clienti con consumi inferiori
ai 200 mila metri cubi/anno. Tale meccanismo prevede essenzialmente che: (i) incrementi del prezzo del petrolio superiori alla
soglia dei 35 dollari/barile sono trasferiti solo in parte sul prezzo di vendita praticato ai clienti finali; (ii) l’obbligo a carico degli
importatori di gas naturale, compresa Eni, di rinegoziare i contratti di compravendita all’ingrosso sulla base di condizioni coerenti con le nuove modalità di indicizzazione del costo della materia prima.
Per coprire la domanda di gas naturale nel medio e lungo periodo, in particolare del mercato italiano, Eni ha stipulato con i Paesi
produttori contratti di acquisto pluriennali. Tali contratti che contengono clausole take-or-pay9, assicureranno dal 2010
62,4 miliardi di metri cubi/anno. Nonostante una parte crescente dei volumi disponibili di gas sia commercializzata all’estero, nel
lungo termine trend sfavorevoli nella domanda e nell’offerta di gas in Italia, anche a seguito della realizzazione di tutti gli investimenti annunciati in nuove infrastrutture di approvvigionamento nonché l’evoluzione della regolamentazione del settore costituiscono elementi di rischio nell’adempimento delle obbligazioni previste dai contratti take-or-pay.
Qualora la domanda di gas in Italia cresca meno delle previsioni e tenuto conto dell’incremento atteso dell’offerta di gas in Italia,
nonché delle disponibilità Eni di gas in base ai contratti take-or-pay e dei rischi di implementazione dei propri piani di espansione
delle vendite in Europa, Eni potrebbe fronteggiare un ulteriore inasprimento della pressione competitiva sul mercato italiano con
impatti negativi sui margini di vendita del gas.
(8) Tali tetti sono pari, rispettivamente, al 69% e al 50% della media del triennio 2004-2006 dei consumi nazionali al netto degli autoconsumi.
(9) Per il funzionamento delle clausole di take-or-pay v. Glossario.
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I rischi specifici dell’attività di ricerca e produzione di idrocarburi
Le attività di ricerca, sviluppo e produzione di idrocarburi comportano elevati investimenti e sono soggetti a particolari rischi di
carattere economico e naturale, compresi quelli relativi alle caratteristiche fisiche dei giacimenti di petrolio e di gas.
L’attività esplorativa presenta il rischio dell’esito negativo della ricerca di idrocarburi che si verifica in presenza di pozzi sterili o di
scoperta di quantitativi di idrocarburi privi dei requisiti di commerciabilità.
Inoltre tra la fase esplorativa e le successive fasi di sviluppo e di commercializzazione delle riserve scoperte è normalmente necessario un rilevante periodo di tempo durante il quale la redditività del progetto è esposta alla volatilità del prezzo del petrolio e
all’aumento dei costi di sviluppo e produzione; tale periodo di tempo è particolarmente rilevante per i progetti di sviluppo da realizzare in ambienti complessi quali l’offshore profondo e le aree remote, nei quali Eni è impegnata in modo rilevante.
Altre informazioni sugli strumenti finanziari
Il valore di iscrizione degli strumenti finanziari e i relativi effetti economici e patrimoniali si analizzano come segue:
Proventi (oneri) rilevati a
(milioni di euro)
Strumenti finanziari di negoziazione:
- Strumenti derivati non di copertura
Strumenti finanziari da detenersi sino alla scadenza:
- Titoli
Strumenti finanziari disponibili per la vendita:
- Titoli
Crediti e debiti e altre attività/passività valutate al costo ammortizzato:
- Crediti commerciali e diversi
- Crediti finanziari
- Debiti commerciali e diversi
- Debiti finanziari
Attività valutate a fair value in applicazione della fair value option:
- Partecipazioni
valore di
iscrizione
conto
economico
242
80
patrimonio
netto
21
732
16
17.478
1.081
15.754
16.141
(103)
65
(7)
(277)
2.581
62
(11)
Contenziosi
Eni è parte in procedimenti civili e amministrativi e in azioni legali collegati al normale svolgimento delle sue attività. Sulla base
delle informazioni attualmente a disposizione e tenuto conto della consistenza del fondo rischi, Eni ritiene che tali procedimenti
e azioni non determineranno effetti negativi rilevanti sul proprio bilancio consolidato.
Di seguito è indicata una sintesi dei procedimenti più significativi per i quali si sono verificati sviluppi di rilievo rispetto a quanto
rappresentato nel bilancio 2006, compresi i nuovi procedimenti, nonché dei procedimenti definitivamente chiusi. Salvo diversa
indicazione non è stato effettuato alcuno stanziamento a fronte dei contenziosi di seguito descritti perché Eni ritiene improbabile un esito sfavorevole dei procedimenti ovvero perché l’ammontare dello stanziamento non è stimabile in modo attendibile.
1. Ambiente
Contenzioso penale
ENI SpA
(i) Incendio colposo nella Raffineria di Gela. Nel giugno 2002, a seguito di un incendio verificatosi all’interno della Raffineria di
Gela, è stato iscritto un procedimento penale per il delitto di incendio colposo e reati ambientali e concernenti le bellezze naturali. Il procedimento di primo grado si è concluso con sentenza di assoluzione.
(ii) Incendio colposo (Priolo). La Procura della Repubblica di Siracusa ha avviato delle indagini nei confronti degli ex direttori
della Raffineria di Priolo in relazione all’incendio che si è sviluppato in data 30 aprile e 1-2 maggio 2006 nello stabilimento di
Priolo della ERG Raffinerie Mediterranee SpA; tale impianto era stato ceduto da Eni Divisione Refining & Marketing alla ERG
Raffinerie Mediterranee in data 31 luglio 2002. Al termine delle indagini preliminari, il pubblico ministero ha richiesto il rinvio a
giudizio degli ex direttori succitati per il reato di incendio colposo.
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POLIMERI EUROPA SPA
Violazione della normativa ambientale sulla gestione di rifiuti. Avanti il Tribunale di Gela, si è svolto un procedimento penale
concernente la presunta violazione della normativa ambientale sulla gestione di rifiuti per quanto riguarda l'impianto ACN e l'utilizzo del FOK prodotto dall'impianto di steam cracking concluso con sentenza di condanna e riconoscimento in via equitativa di
un danno di importo immateriale a un’associazione ambientalista costituitasi in giudizio e con rinvio al giudice civile per le determinazioni delle ulteriori richieste di danno.
La Corte di Appello di Caltanissetta, innanzi alla quale era stata impugnata la sentenza di primo grado, ha emesso sentenza di assoluzione perché il fatto non sussiste.
2. Altri procedimenti giudiziari e arbitrali
Fintermica. Fintermica ha sollevato contestazioni nei confronti di Eni nella gestione della joint-venture Jacorossi, con riferimento
al preteso abuso dei ruoli chiave coperti da Eni SpA nella joint-venture, a detrimento degli interessi del socio, e al preteso comportamento dilatorio di Syndial nella cessione a Fintermica della quota in suo possesso della joint-venture. Le parti hanno convenuto di deferire la controversia ad arbitri.
3. Interventi della Commissione Europea, dell’Autorità garante della concorrenza e del mercato, dell’Autorità per l’energia
elettrica e il gas e di altre Autorità regolamentari
3.1 Antitrust
(i) Accertamento disposto dalla Commissione delle Comunità Europee per verificare l’eventuale partecipazione a intese o
pratiche concordate, restrittive della concorrenza, nel settore delle paraffine. Il 28 aprile 2005 si è svolto un accertamento,
disposto dalla Commissione delle Comunità Europee, per verificare l’eventuale partecipazione di Eni SpA e delle sue controllate a
intese o pratiche concordate, restrittive della concorrenza, nel settore delle paraffine. L’asserito comportamento anticoncorrenziale consisterebbe: (i) nella fissazione e nell’aumento dei prezzi; (ii) nella ripartizione di consumatori; (iii) nello scambio di segreti commerciali, quali le capacità di produzione e i volumi delle vendite. Successivamente, la Commissione ha chiesto informazioni in merito all’attività del Gruppo Eni nel settore delle paraffine e ad alcuni documenti acquisiti nel corso dell'ispezione.
Eni ha fornito gli elementi informativi. Attualmente si è in fase di istruttoria con la CE a seguito dell’invio dello Statement
of Objections (SO). A fronte di questo contenzioso Eni ha effettuato un accantonamento al fondo rischi.
(ii) Accertamenti della Commissione Europea sugli operatori nel settore del gas naturale. Nell’ambito delle iniziative
avviate dalla Commissione Europea volte a verificare il grado di concorrenza nel settore del gas naturale all’interno
dell’Unione Europea, in data 16 maggio 2005 è stata notificata all’Eni la decisione della Commissione che ingiunge a Eni e
a tutte le società da essa esclusivamente o congiuntamente controllate, di sottoporsi ad un accertamento ai sensi dell’art.
20, par. 4, del regolamento n. 1/2003 del Consiglio, al fine di verificare l’eventuale presenza di comportamenti o pratiche
commerciali in violazione delle norme comunitarie in materia di concorrenza, volti a ostacolare l’accesso al mercato italiano della fornitura del gas all’ingrosso o a ripartire il mercato con altre imprese coinvolte in attività di fornitura e/o trasporto del gas naturale. Nell’ambito dell’accertamento disposto dalla decisione citata, funzionari della Commissione Europea
hanno proceduto a ispezioni e all’acquisizione di documenti presso le sedi di Eni Divisione G&P e di altre società del
Gruppo. Analoghe iniziative sono state contestualmente assunte dalla Commissione nei confronti dei principali operatori
europei del mercato del gas in Germania, Francia, Austria e Belgio.
Nell’aprile 2007 la Commissione Europea ha comunicato la decisione di avviare la fase di approfondimento delle indagini,
in quanto dagli elementi fino ad ora raccolti è emerso il sospetto che Eni abbia adottato comportamenti di “accaparramento di capacità e sub-investimento strategico relativamente ai gasdotti di trasmissione”, (comportamenti) diretti “a escludere i concorrenti e a arrecare un danno alla concorrenza e ai consumatori in uno o più mercati di fornitura in Italia”. Nella medesima comunicazione è chiarito che la stessa “non implica che la Commissione detenga prove conclusive per dimostrare l’infrazione, piuttosto che la Commissione si occuperà del caso in modo prioritario”.
(iii) TTPC. Nell'aprile 2006 Eni ha presentato ricorso avanti il Tribunale Amministrativo per il Lazio avverso il provvedimento del 15 febbraio 2006 con il quale l’Autorità garante della concorrenza e del mercato aveva deliberato che la condotta
posta in essere da Eni nel 2003 con riguardo all’esecuzione del piano di potenziamento del gasdotto TTPC di importazione
del gas naturale dall’Algeria costituiva abuso di posizione dominante ai sensi dell’articolo 82 del Trattato UE. In quella sede
l'Autorità inflisse a Eni una sanzione amministrativa di 390 milioni di euro ridotti a 290 milioni di euro in considerazione
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dell'impegno di Eni di attuare misure proconcorrenziali, tra le quali in particolare il potenziamento del gasdotto in questione. A fronte di questo contenzioso Eni ha effettuato un accantonamento al fondo rischi.
Il TAR del Lazio ha in parte accolto il ricorso proposto da Eni annullando la quantificazione della sanzione riconoscendo la
non adeguata ponderazione da parte dell’AGCM delle circostanze addotte da Eni.
Eni presenterà ricorso anche al Consiglio di Stato; nelle more del giudizio, il pagamento della sanzione rimarrà in attesa di
determinazione.
(iv) Istruttoria dell’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato in relazione alla determinazione del prezzo consigliato dei carburanti in rete. Con delibera del 18 gennaio 2007, l’AGCM ha avviato un’istruttoria per possibile intesa
restrittiva della concorrenza ex art. 81 Trattato CE nei confronti di Eni e di altre otto compagnie petrolifere. Secondo
l’AGCM, le compagnie, quantomeno a partire dal 2004, avrebbero posto in essere meccanismi collusivi nella determinazione del prezzo consigliato dei carburanti in rete, attraverso continui scambi di informazioni.
Nell’aprile 2007, Eni ha depositato presso l’AGCM una proposta di impegni, avvalendosi del sub-procedimento che l’AGCM
mette a disposizione delle imprese, al fine di determinare una chiusura istruttoria senza irrogazione della sanzione e accertamento di eventuali infrazioni.
POLIMERI EUROPA SPA E SYNDIAL SPA
Indagini per possibili violazioni della normativa antitrust connesse al settore degli elastomeri. Nel dicembre del 2002 le autorità europee e statunitensi hanno avviato contestualmente indagini concernenti possibili violazioni della normativa antitrust nel
settore degli elastomeri.
Attualmente risultano pendenti, innanzi alla Commissione Europea, indagini riguardanti i prodotti CR e NBR. In relazione alla procedura sul CR per presunte infrazioni commesse dal 1993 al 2002 nell’EEA, le società Syndial e Polimeri Europa hanno chiesto di
essere ammesse al trattamento favorevole (“leniency”) previsto dalla normativa comunitaria fornendo informazioni utili alle indagini. Tale richiesta al momento non è stata accolta. La Commissione Europea nel marzo 2007 ha inviato a Eni, Polimeri Europa e
Syndial lo Statement of Objections, aprendo la seconda fase della procedura. Eni ha depositato osservazioni scritte, insistendo sull’accoglimento della richiesta di leniency. Per quanto riguarda gli altri prodotti, le indagini hanno condotto all’accertamento di violazioni della normativa antitrust europea nelle BR-ESBR. Con decisione del 29 novembre 2006 la Commissione Europea ha inflitto
un’ammenda di 272,25 milioni di euro a Eni e Polimeri Europa in solido. Nel febbraio 2007 le Società hanno predisposto i ricorsi
avverso tale decisione avanti al Tribunale di primo grado CE. In attesa dell’esito dei ricorsi, Polimeri Europa ha fornito una garanzia
bancaria per 200 milioni di euro e versato il residuo importo della sanzione.
Relativamente all’NBR, è in corso un’indagine anche negli Stati Uniti, dove sono state instaurate class action in sede civile. La class
action avviata in sede federale è stata abbandonata dagli attori; l’abbandono dovrà essere formalmente approvato dal Giudice federale. Relativamente ad altri prodotti oggetto di indagine, sono stati definiti accordi transattivi sia innanzi alle Autorità antitrust competenti sia in sede civile.
A fronte di questi contenziosi Eni ha effettuato un accantonamento al fondo rischi.
3.2 Regolamentazione
Istruttoria dell’Autorità per l’Energia elettrica e il Gas in relazione all’utilizzo delle capacità di stoccaggio conferite per
gli anni di stoccaggio 2004-2005 e 2005-2006.
Con delibera 23 febbraio 2006, n. 37/06 l’Autorità per l’energia elettrica e il gas ha avviato nei confronti di alcuni esercenti l’attività di vendita del gas, tra cui Eni SpA, un’istruttoria per l’eventuale irrogazione di sanzioni amministrative pecuniarie in relazione all’utilizzo delle capacità di stoccaggio conferite negli anni termici 2004-2005 e 2005-2006.
Per l’anno termico di stoccaggio 2004-2005 e per il periodo 1° ottobre 2005-31 dicembre 2005 dell’anno termico 20052006 l’Autorità ipotizza, in particolare, un utilizzo del servizio di stoccaggio di modulazione caratterizzato da un prelievo
superiore ai quantitativi che, in ragione dell’effettivo andamento climatico, sarebbero stati necessari per soddisfare le esigenze per le quali l’impresa di stoccaggio ha riconosciuto priorità nel conferimento della capacità di stoccaggio, in contrasto con l’assetto regolamentare definito con delibera 26/06.
Eni ha presentato ampie e documentate memorie a confutazione delle tesi dell’Autorità circa l’asserita antigiuridicità dei
comportamenti contestati, tenuto conto delle circostanze che avevano comportato gli eccessi di prelievo segnalati e dell’intervenuta autorizzazione all’utilizzo dello stoccaggio strategico da parte del Ministero dello Sviluppo Economico per
l’anno termico 2004-2005.
A chiusura dell’istruttoria avviata con delibera 37/06, l’AEEG, con la delibera n. 281/2006 del 6 dicembre 2006 ha stabilito
“di irrogare ad Eni una sanzione amministrativa pecuniaria ai sensi dell’art. 2, comma 20, lettera c), della Legge 481895, nella
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misura di 90 milioni di euro, di cui: a) 45 milioni di euro per aver violato il comma 10.7 della deliberazione n. 26/02 nell’anno termico di
stoccaggio 2004-2005; b) 45 milioni di euro per aver violato la predetta disposizione nell’anno termico di stoccaggio 2005-2006”.
Eni ha provveduto al pagamento in forma ridotta (oblazione) ai sensi dell’art. 16, comma 1, della Legge 24 novembre 1981,
n. 689, relativamente alle violazioni contestate in relazione all’anno termico2004-2005 e ha proposto ricorso al TAR
Lombardia avverso la delibera 281/06 chiedendo: (a) per il primo anno termico, l’accertamento della legittimità del pagamento della sanzione in misura ridotta e, in caso, di reiezione di tale domanda, l’annullamento della sanzione; (b) per il
secondo anno termico, l’annullamento della sanzione. Nel giugno 2007 il TAR Lombardia ha accolto il ricorso Eni, annullando la delibera 281/06 relativamente alla sanzione irrogata per l'anno termico 2005-2006 eccependo in particolare la
natura presuntiva e quindi non probatoria degli elementi sulla base dei quali l'Autorità aveva irrogato la sanzione. Per quanto riguarda la sanzione relativa all'anno termico 2004-2005, per la quale Eni ha eseguito il pagamento in misura ridotta
(oblazione), il TAR, in assenza di eccezioni da parte dell'Autorità per l'Energia Elettrica e il Gas, ha dichiarato inammissibile
la domanda di accertamento della legittimità dell'oblazione, relativa all'anno termico 2004-05. Sono in corso i termini per
l'eventuale impugnazione della sentenza, da parte dell'Autorità per l'Energia e il Gas.
A fronte di questo contenzioso Eni ha effettuato un accantonamento al fondo rischi.
4. Contenziosi fiscali
ENI SpA
Con Decreto Dirigenziale del 6 dicembre 2000 la Regione Lombardia ha affermato l’imponibilità del metano impiegato per
la produzione di energia elettrica ai fini dell’addizionale regionale dell’imposta erariale di consumo, relativamente alla
quale la Snam (incorporata in Eni SpA nel 2002) agisce quale sostituto d’imposta nei confronti dei propri clienti. In considerazione delle perduranti incertezze interpretative, lo stesso decreto prevedeva i termini entro i quali le aziende erogatrici potevano corrispondere il tributo senza oneri sanzionatori. La Snam e le altre aziende erogatrici di Eni non hanno inteso avvalersi di tale possibilità perché ritengono il gas impiegato per la produzione di energia elettrica al di fuori del campo
di applicazione dell’addizionale. Al riguardo è stata chiesta un’interpretazione ufficiale al Ministero dell’Economia e delle
Finanze. Il Ministero con risoluzione del 29 maggio 2001 ha confermato l’inapplicabilità dell’imposta. La Snam, considerata l’indisponibilità della Regione a recepire la risoluzione ministeriale e a revocare il Decreto Dirigenziale, ha presentato
ricorso al Consiglio di Stato che con sentenza notificata il 18 marzo 2002 ha dichiarato la materia non di competenza del
giudice amministrativo. In relazione a ciò, se la Regione dovesse notificare gli atti impositivi per chiedere l’addizionale, Eni
impugnerà gli stessi avanti il giudice competente. In precedenza la Regione Lombardia aveva stabilito con L.R. n. 27/2001
che dal 1° gennaio 2002 non è più dovuta l’addizionale oggetto del giudizio, ma ha dichiarato dovuti i relativi tributi sorti
anteriormente a tale data. Il termine ordinario di prescrizione dell’azione di accertamento dei tributi in oggetto è quinquennale. Pertanto, tenuto conto della sospensione dal 18 aprile al 31 ottobre 2002 dei termini tributari disposta dalla
legge n. 131/2002, il suo esercizio non sarà possibile oltre il 16 luglio 2007. A oggi a Eni non risulta notificato alcun avviso
di pagamento.
SNAM RETE GAS SpA
Tributo della Regione Sicilia sulla proprietà dei gasdotti. La Corte di giustizia UE con sentenza 21 giugno 2007 nella causa
C-173/05, ha accolto le Conclusioni dell’Avvocato Generale e ha riconosciuto l’illegittimità della Legge Regionale del 26
marzo 2002 n. 2, che ha istituito un tributo ambientale sulla proprietà di condotte di prima specie con pressione massima
di esercizio superiore a 24 bar ricadenti nel territorio siciliano. Tale sentenza ha dichiarato la norma illegittima in quanto in
contrasto con l’accordo di cooperazione sottoscritto fra la Comunità Economica Europea e l’Algeria, in base al quale ad
alcuni prodotti (compreso il gas metano) provenienti da tale Paese non sono applicabili dazi o tasse di effetto equivalente.
Relativamente all’evoluzione del contenzioso tributario si evidenzia che, con riferimento:
a) ad una delle otto rate, in cui si articolava il versamento dell’imposta per il 2002, la Regione Sicilia ha depositato in data
7 aprile 2006 il ricorso per Cassazione alla Sentenza del 4 marzo 2005 della Commissione Regionale Siciliana che ha riconosciuto l’illegittimità del tributo e in data 17 aprile 2006, la Società si è costituita in tale giudizio;
b) alle sette rate rimanenti la Commissione Tributaria Regionale di Palermo ha depositato le sentenze in due momenti successivi (in data 17 gennaio 2007 e 28 maggio 2007). In tali pronunciamenti, la Commissione Tributaria Regionale di
Palermo ha respinto l’Appello promosso dalla Regione Sicilia, ribadendo l’illegittimità del tributo.
Snam Rete Gas non ha modificato l’impostazione contabile descritta nel bilancio 2006.
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5. Contenziosi chiusi
(i) Istruttoria AGCM sul jet fuel. Con provvedimento del 9 dicembre 2004, l'Autorità Garante della Concorrenza e del
Mercato ha avviato un’istruttoria avente a oggetto i rifornimenti di carburante per aviazione (jet fuel). Il procedimento è
stato aperto nei confronti di sei società petrolifere nazionali, tra cui Eni, e di alcune società, controllate congiuntamente
dalle società petrolifere, che svolgono attività di stoccaggio e messa a bordo dei carburanti negli aeroporti di Roma
Fiumicino, Milano Linate e Milano Malpensa. L’istruttoria è volta ad accertare la sussistenza di una presunta infrazione del
divieto di intese restrittive della libertà di concorrenza, che consisterebbe nella ripartizione tra le società petrolifere delle
quote relative alle forniture di prodotto alle compagnie aeree. Il 22 dicembre 2005 l’Autorità ha trasmesso le risultanze
preliminari dell’istruttoria riguardanti: (i) la presenza di un flusso di informazioni a favore delle società petrolifere, legato
al funzionamento delle società comuni di stoccaggio emessa a bordo; (ii) la barriera all'ingresso di nuovi operatori nelle
società comuni; (iii) il prezzo del jet fuel che si colloca su livelli più alti rispetto a quelli dei mercati esteri. In data 20 giugno
2006, è stato notificato il provvedimento di chiusura del procedimento che tra l'altro infligge una sanzione alle compagnie
petrolifere interessate per complessivi 315 milioni di euro, 117 dei quali a carico di Eni. Eni ha depositato il ricorso avverso
il provvedimento avanti il TAR per il Lazio e, nel frattempo, il pagamento della sanzione è stato volontariamente sospeso da
Eni. In data 29 gennaio 2007, è stato reso noto il dispositivo della sentenza del TAR per il Lazio, dal quale risulta l’accoglimento del ricorso di Eni per la sola parte relativa all’annullamento della misura strutturale relativa all’imposizione delle iniziative – da perfezionare entro il 30 giugno 2008 – atte a eliminare la compresenza di più società petrolifere nel capitale
delle società imprese comuni (in cui è presente Eni) HUB, PAR, Disma e Seram. A fronte di questo contenzioso Eni ha effettuato un accantonamento al fondo rischi. Sulla base della sentenza, Eni ha proceduto al pagamento della sanzione pecuniaria di 117 milioni di euro e ha deciso di designare nei Consigli di Amministrazione delle joint venture, consiglieri indipendenti in luogo di propri dirigenti. È stato depositato ricorso al Consiglio di Stato al fine di ottenere l'annullamento della
decisione o la riduzione della sanzione pecuniaria.
(ii) Istruttoria dell’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato in relazione all’utilizzo della capacità continua
di rigassificazione di GNL. Il 18 novembre 2005 l’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato ha notificato a Eni SpA
e a GNL Italia SpA (interamente controllata da Snam Rete Gas SpA) l’avvio di un procedimento istruttorio, ai sensi dell’articolo 14 della Legge 287/1990, per accertare l’eventuale sussistenza di un abuso di posizione dominante. I fatti che hanno
portato all’avvio dell’istruttoria sono relativi all’assegnazione e all’utilizzo dell’intera capacità continua di rigassificazione
presso il terminale di Panigaglia (di GNL Italia), in relazione agli anni termici 2002-2003 e 2003-2004, già oggetto di un’istruttoria avviata dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas conclusasi con una segnalazione all’Autorità Garante della
Concorrenza e del Mercato. Con successivo provvedimento notificato in data 10 maggio 2006, l’oggetto dell’indagine è
stato ampliato anche all’anno termico 2004-2005, estendendo contestualmente l’istruttoria anche a Snam Rete Gas.
In data 25 settembre 2006 l’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato ha inviato a Eni la Comunicazione delle
Risultanze Istruttorie. Successivamente Eni ha presentato impegni ai sensi dell’art. 14-ter della Legge 287/90. Con decisione del 23 novembre 2006, l’Autorità ha disposto la pubblicazione degli impegni dal 24 novembre 2006. Con atto notificato il 9 marzo 2007, l’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato ha deliberato di accogliere gli impegni presentati da
Eni (cessione ad altri operatori di 4 miliardi di metri cubi di gas in due anni a partire dal 1° ottobre 2007) e conseguentemente chiudere l’istruttoria senza accertamento di alcun illecito e applicazione di sanzioni.
Eni sta procedendo all’esperimento della fase di esecuzione della procedura di gas release, assicurando tempestiva e preventiva informativa sull’esito all’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato.
Altri impegni e rischi
Le parent company guarantees rilasciate a fronte degli impegni contrattuali assunti dal settore Exploration & Production per
l’attività di esplorazione e produzione di idrocarburi quantificabili, sulla base degli investimenti ancora da eseguire, in
4.600 milioni di euro (4.911 milioni di euro al 31 dicembre 2006).
Con effetto dal 1° aprile 2006 la compagnia petrolifera di Stato venezuelano Petróleos de Venezuela SA (PDVSA) ha comunicato a Eni Dación BV, società con sede nei Paesi Bassi, la unilaterale risoluzione di tale contratto. Conseguentemente da
tale data la conduzione delle attività è stata assunta da PDVSA. Nel novembre 2006 Eni, ferma restando la propria disponibilità a una soluzione negoziale, ha avviato un procedimento arbitrale per tutelare i propri diritti presso l’International
Centre for Settlement of Investment Disputes (ICSID), organismo della Banca Mondiale preposto alla risoluzione delle controversie in caso di violazione dei trattati bilaterali per la protezione degli investimenti, quale quello in vigore tra il
Venezuela e i Paesi Bassi. In particolare sulla base dei pareri dei propri consulenti legali, Eni ritiene di aver diritto ad un
indennizzo corrispondente al valore di mercato del contratto di servizio terminato da PDVSA da determinarsi secondo la conso-
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lidata prassi internazionale sulla base dei profitti attesi per un importo corrispondente al valore attuale netto dei flussi di cassa
futuri che sarebbero stati prodotti dalle attività di Dación. Eni ha stimato tale valore attuale conformemente al metodo adottato
dall’industria petrolifera con riferimento alla propria quota della produzione futura del giacimento e ai relativi costi attesi di investimento e di esercizio attualizzando i flussi di cassa con un tasso di sconto che remunera il costo del capitale e il premio per il
rischio specifico delle attività in oggetto. Da tale valutazione pienamente confermata da esperti indipendenti risulta che il valore
di mercato delle immobilizzazioni dedicate al contratto di Dación non è inferiore al loro valore di libro: conseguentemente le
stesse non sono state oggetto di svalutazione. In base alla convenzione ICSID, il lodo arbitrale di un tribunale ICSID che riconosca
a Eni il diritto ad un indennizzo sarebbe vincolante per le parti e direttamente eseguibile al pari di una sentenza definitiva di un
tribunale appartenente alla giurisdizione di ciascuno dei 143 Stati che hanno ratificato la Convenzione. Pertanto qualora lo Stato
del Venezuela rifiutasse il volontario adempimento al lodo arbitrale e il pagamento dell’indennizzo, Eni potrebbe soddisfare il proprio credito su qualunque bene dello Stato del Venezuela pressoché ovunque localizzato, salvo quanto previsto dalle leggi nazionali sulle immunità riconosciute agli Stati sovrani.
L’impegno assunto da Eni nella convenzione firmata il 15 ottobre 1991 tra la Treno Alta Velocità – TAV SpA e il CEPAV
(Consorzio Eni per l’Alta Velocità) Due di dare la propria disponibilità a garantire la buona esecuzione della progettazione
e della realizzazione delle opere affidate al Consorzio, garantendo perciò a TAV il puntuale e corretto adempimento da
parte del Consorzio di tutte le obbligazioni previste nella Convenzione e nell’Atto Integrativo e in ogni atto aggiuntivo
addendum e/o modifica o integrazione. Il Regolamento del Consorzio obbliga i consorziati a rilasciare la manleva e le garanzie negli stessi termini del CEPAV Uno.
La garanzia di 247 milioni di euro rilasciata a favore di Cameron Lng nell’interesse di Eni USA Gas Marketing Llc (100% Eni
Petroleum Co Inc) a fronte del contratto di rigassificazione sottoscritto in data 1° agosto 2005. La garanzia, sottoposta a
clausola sospensiva avrà efficacia dal momento dell’avvio del servizio di rigassificazione previsto in una data compresa tra
il 1° ottobre 2008 e il 30 giugno 2009.
A seguito della cessione di partecipazioni e di rami aziendali Eni ha assunto rischi non quantificabili per eventuali indennizzi
dovuti agli acquirenti a fronte di sopravvenienze passive di carattere generale, fiscale, contributivo e ambientale. Eni ritiene che tali rischi non comporteranno effetti negativi rilevanti sul bilancio consolidato.
Attività in concessione
Eni opera in regime di concessione prevalentemente nel settore Exploration & Production e in alcune attività dei settori
Gas & Power e Refining & Marketing. Nel settore Exploration & Production le clausole contrattuali che regolano le concessioni
minerarie, le licenze e i permessi esplorativi disciplinano l’accesso di Eni alle riserve di idrocarburi e differiscono da Paese a Paese.
Le concessioni minerarie, le licenze e i permessi sono assegnati da chi ne detiene il diritto di proprietà, generalmente Enti pubblici, compagnie petrolifere di Stato e, in alcuni contesti giuridici, anche privati. A fronte delle concessioni minerarie ricevute, Eni
corrisponde delle royalties e, in funzione della legislazione fiscale vigente nel Paese, delle imposte a vario titolo. Eni sostiene i rischi
e i costi connessi all’attività di esplorazione, sviluppo e i costi operativi e ha diritto alle produzioni realizzate. Nei Production
Sharing Agreement e nei contratti di buy-back il diritto sulle produzioni realizzate è determinato dagli accordi contrattuali, sottoscritti con le compagnie petrolifere di Stato concessionarie, che stabiliscono le modalità di rimborso sotto forma di diritto sulle
produzioni, dei costi sostenuti per le attività di esplorazione, sviluppo e dei costi operativi (cost oil) e la quota di spettanza a titolo di remunerazione (profit oil). Con riferimento allo stoccaggio del gas naturale in Italia, l’attività è svolta sulla base di concessioni di durata non superiore a venti anni rilasciate dal Ministero dello Sviluppo Economico ai soggetti che presentano i requisiti di
idoneità normativamente previsti e che dimostrino di poter svolgere, nel pubblico interesse, un programma di stoccaggio rispondente alle disposizioni di Legge. Nel settore Gas & Power l’attività di distribuzione gas è svolta in regime di concessione tramite
affidamento del servizio da parte degli Enti locali. Alla scadenza della concessione al gestore uscente, a fronte della cessione delle
proprie reti di distribuzione, è riconosciuto un indennizzo definito con i criteri della stima industriale. Le tariffe del servizio di
distribuzione sono definite sulla base di una metodologia stabilita dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas. Il Decreto Legislativo
n. 164/2000 prevede l’affidamento del servizio di distribuzione esclusivamente con gara, per una durata massima di 12 anni. Nel
settore Refining & Marketing alcune stazioni di servizio e altri beni accessori al servizio di vendita insistono su aree autostradali
concesse a seguito di una gara pubblica in sub-concessione dalle società concessionarie autostradali per l’erogazione del servizio
di distribuzione di prodotti petroliferi e lo svolgimento delle attività accessorie. Tali beni vengono ammortizzati lungo la durata
della concessione (normalmente 5 anni per l’Italia). A fronte dell’affidamento dei servizi sopra indicati, Eni corrisponde alle
società autostradali royalties fisse e variabili calcolate in funzione dei quantitativi venduti. Al termine delle concessioni è
generalmente prevista la devoluzione gratuita dei beni immobili non rimuovibili.
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Regolamentazione in materia ambientale
I rischi connessi all’impatto delle attività Eni sull’ambiente, sulla salute e sulla sicurezza sono descritti nella precedente
sezione “Rischi di Impresa – Rischio operation”. In particolare per quanto riguarda il rischio ambientale, Eni attualmente non
ritiene che vi saranno effetti negativi particolarmente rilevanti sul bilancio consolidato per il rispetto della normativa
ambientale anche tenuto conto degli interventi già effettuati, delle polizze assicurative stipulate e dei fondi rischi stanziati. Tuttavia non può essere escluso con certezza il rischio che Eni possa incorrere in ulteriori costi o responsabilità anche di
proporzioni rilevanti perchè, allo stato attuale delle conoscenze, è impossibile prevedere gli effetti dei futuri sviluppi tenuto conto tra l’altro dei seguenti aspetti: (i) la possibilità che emergano nuove contaminazioni; (ii) i risultati delle caratterizzazioni in corso e da eseguire e gli altri possibili effetti derivanti dall’applicazione del Decreto del Ministro dell’Ambiente
n. 471/1999; (iii) gli eventuali effetti di nuove leggi e regolamenti per la tutela dell’ambiente; (iv) gli effetti di eventuali
innovazioni tecnologiche per il risanamento ambientale; (v) la possibilità di controversie e la difficoltà di determinare le
eventuali conseguenze, anche in relazione alla responsabilità di altri soggetti e ai possibili indennizzi.
Emission trading
Il Decreto Legislativo n. 216 del 4 aprile 2006 ha recepito la direttiva Emission Trading 2003/87/CE in materia di emissioni
dei gas ad effetto serra e la direttiva 2004/101/CE relativa all’utilizzo di crediti di carbonio derivanti da progetti basati sui
meccanismi flessibili del Protocollo di Kyoto. Dal 1° gennaio 2005 è operativo lo Schema Europeo di Emission Trading (ETS),
in relazione al quale il 24 febbraio 2006 è stato emanato il Decreto del Ministro dell’Ambiente recante l’assegnazione agli
impianti esistenti dei permessi di emissione per il triennio 2005-2007. A Eni sono stati assegnati permessi di emissione
equivalenti a 65,2 milioni di tonnellate di CO2 (di cui 22,4 per il 2005, 21,4 per il 2006 e 21,4 per il 2007). A seguito della
realizzazione dei progetti di riduzione delle emissioni, in particolare per la cogenerazione di energia elettrica e vapore con
cicli combinati ad alta efficienza nelle raffinerie e nei poli petrolchimici, nell’esercizio 2006 le emissioni di anidride carbonica delle installazioni incluse nel decreto sono risultate, complessivamente, inferiori rispetto ai permessi di emissione
assegnati. Nel primo semestre 2007 le emissioni di anidride carbonica sono risultate pari a 11,7 milioni di tonnellate.
134
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27
Ricavi
Di seguito sono analizzate le principali voci che compongono i “Ricavi”. I motivi delle variazioni più significative sono indicati nel
“Commento ai risultati economico-finanziari” delle “Informazioni sulla gestione”.
I ricavi della gestione caratteristica si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Ricavi delle vendite e delle prestazioni
Variazione dei lavori in corso su ordinazione
I semestre 2006
I semestre 2007
43.668
655
44.323
41.363
325
41.688
I semestre 2006
I semestre 2007
6.814
1.442
735
641
57
9.689
6.407
1.246
713
664
56
9.086
I ricavi delle vendite e delle prestazioni sono indicati al netto delle seguenti voci:
(milioni di euro)
Accise
Vendite in conto permuta di prodotti petroliferi, escluse le accise
Vendite a gestori di impianti stradali per consegne fatturate a titolari di carte di credito
Prestazioni fatturate a partner per attività in joint venture
Vendite in conto permuta di altri beni
I ricavi netti della gestione caratteristica sono analizzati per settore di attività e per area geografica di destinazione alla nota n. 33
– Informazioni per settore di attività e per area geografica.
Altri ricavi e proventi
Gli altri ricavi e proventi si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Risarcimento danni
Plusvalenze da vendite di attività materiali e immateriali
Locazioni e affitti di azienda
Penalità contrattuali e altri proventi relativi a rapporti commerciali
Altri proventi (*)
I semestre 2006
I semestre 2007
4
52
72
46
25
225
372
51
46
34
262
445
(*) Di ammontare unitario inferiore a 25 milioni di euro.
135
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / N O T E A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA
28
Costi operativi
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” delle “Informazioni sulla gestione”.
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci
Costi per servizi
Costi per godimento di beni di terzi
Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri
Altri oneri
a dedurre:
- incrementi di immobilizzazioni per lavori interni
I semestre 2006
I semestre 2007
22.808
4.906
932
479
586
29.711
20.998
5.406
1.034
281
546
28.265
(328)
29.383
(538)
27.727
I costi per servizi comprendono compensi d’intermediazione per 12 milioni di euro (10 milioni di euro nel primo semestre 2006).
I costi di ricerca e sviluppo che non soddisfano le condizioni stabilite per la loro rilevazione all’attivo patrimoniale ammontano a
70 milioni di euro (99 milioni di euro nel primo semestre 2006).
I costi per godimento di beni di terzi comprendono canoni per contratti di leasing operativo per 654 milioni di euro e royalties su
prodotti petroliferi estratti per 339 milioni di euro (456 milioni di euro nel primo semestre 2006). I pagamenti minimi futuri
dovuti per contratti di leasing operativo non annullabili si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Pagabili entro:
1 anno
da 2 a 5 anni
oltre 5 anni
I semestre 2007
563
1.807
1.009
3.379
I contratti di leasing operativo in essere al 30 giugno 2007 riguardano principalmente time charter e noli a lungo termine, terreni,
stazioni di servizio e immobili per ufficio. Questi contratti, generalmente, non prevedono 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.
Gli accantonamenti ai fondi per rischi e oneri al netto degli utilizzi per esuberanza riguardano in particolare, il fondo rischi
ambientali per 114 milioni di euro (133 milioni di euro nel primo semestre 2006), il fondo rischi per contenziosi per 91 milioni
di euro (24 milioni di euro nel primo semestre 2006) e utilizzi netti per eccedenza del fondo oneri relativi a revisione prezzi di
vendita per 70 milioni di euro (190 milioni di euro di accantonamento nel primo semestre 2006). Maggiori informazioni sono
indicate alla nota n. 20 – “Fondi per rischi e oneri”.
136
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Costo lavoro
Il costo lavoro si analizza come segue:
(milioni di euro)
Salari e stipendi
Oneri sociali
Oneri (proventi) per programmi a benefici definiti
Altri costi
a dedurre:
- incrementi di immobilizzazioni per lavori interni
I semestre 2006
I semestre 2007
1.294
328
124
84
1.830
1.423
342
(36)
146
1.875
(94)
1.736
(98)
1.777
I proventi netti per programmi a benefici definiti comprendono il provento relativo alla modifica dell’istituto del Trattamento di
Fine Rapporto a seguito dell’entrata in vigore delle disposizioni della Legge Finanziaria 2007 e dei relativi decreti attuativi (74
milioni di euro). Maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 21 – Fondi per benefici ai dipendenti.
Piani di incentivazione dei dirigenti con azioni Eni
Allo scopo di realizzare un sistema di incentivazione e di fidelizzazione dei dirigenti, Eni ha definito dei piani di assegnazione di
azioni gratuite e di assegnazione di diritti di opzione. Le condizioni generali dei piani e le altre informazioni indicate nel bilancio
consolidato al 31 dicembre 2006 non hanno subìto variazioni significative. Al 30 giugno 2007 non sono stati emessi nuovi piani
di incentivazione dei dirigenti con azioni Eni.
Numero medio dei dipendenti
Il numero medio dei dipendenti delle imprese incluse nell’area di consolidamento ripartito per categoria è il seguente:
(numero)
Dirigenti
Quadri
Impiegati
Operai
I semestre 2006
I semestre 2007
1.736
10.817
34.574
25.167
72.294
1.587
11.675
35.786
25.659
74.707
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.
Ammortamenti e svalutazioni
Gli ammortamenti e svalutazioni si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Ammortamenti:
- attività materiali
- attività immateriali
Svalutazioni:
- attività materiali
- attività immateriali
a dedurre:
- incrementi di immobilizzazioni per lavori interni
I semestre 2006
I semestre 2007
2.346
502
2.848
2.393
877
3.270
141
47
188
33
4
37
(2)
3.034
(1)
3.306
137
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29
Proventi (oneri) finanziari
I proventi (oneri) finanziari si analizzano come segue:
(milioni di euro)
I semestre 2006
Oneri finanziari imputati all'attivo patrimoniale
Proventi da crediti finanziari
Proventi su partecipazioni
Interessi attivi netti verso banche
Proventi netti su contratti derivati
Proventi netti su titoli
Interessi su crediti di imposta
Differenze passive nette di cambio
Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo (a)
Interessi e altri oneri su prestiti obbligazionari
Altri proventi (oneri) netti
48
45
22
334
11
7
(143)
(45)
(138)
10
151
I semestre 2007
68
65
62
57
33
16
10
(25)
(92)
(127)
(42)
25
(a) La voce riguarda l’incremento dei fondi per rischi e oneri che sono indicati, ad un valore attualizzato, nelle passività non correnti del bilancio.
I proventi netti su contratti derivati si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Contratti su valute
Contratti su tassi d’interesse
Contratti su merci
I semestre 2006
248
89
(3)
334
I semestre 2007
85
(28)
(24)
33
I proventi netti su contratti derivati di 33 milioni di euro (334 milioni di euro nel primo semestre 2006) si determinano principalmente per la rilevazione a conto economico degli effetti relativi alla valutazione al fair value dei contratti derivati che non possono considerarsi di copertura secondo gli IFRS in quanto realizzati per importi corrispondenti all’esposizione netta dei rischi su
cambi, su tassi di interesse e su merci e, pertanto, non sono riferibili a specifiche transazioni commerciali o finanziarie. La stessa
carenza di requisiti formali per considerare di copertura i contratti derivati comporta la rilevazione delle differenze passive 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 dei contratti derivati.
I proventi su partecipazioni di 62 milioni di euro riguardano la valutazione al fair value della partecipazione del 20% in OAO
Gazprom Neft e della relativa opzione di acquisto attribuita da Eni a Gazprom (maggiori informazioni sono indicate alla nota n. 2
– Altre attività finanziarie negoziabili o disponibili per la vendita).
30
Proventi (oneri) su partecipazioni
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
L’effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto si analizza come segue:
(milioni di euro)
Plusvalenza da valutazione con il metodo del patrimonio netto
Minusvalenza da valutazione con il metodo del patrimonio netto
Accantonamento al fondo copertura perdite
I semestre 2006
457
(77)
380
I semestre 2007
454
(96)
(10)
348
L’analisi delle plusvalenze e minusvalenze delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto è indicata alla nota
n. 11 – Partecipazioni.
138
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Altri proventi/oneri su partecipazioni
Gli altri proventi/oneri su partecipazioni si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Dividendi
Plusvalenze da vendite
Altri proventi (oneri) netti
I semestre 2006
I semestre 2007
57
25
5
87
131
11
1
143
I semestre 2006
I semestre 2007
1.079
3.703
1.147
3.213
4.782
4.360
217
548
765
5.547
108
205
313
4.673
I dividendi di 131 milioni di euro riguardano Nigeria LNG Ltd per 103 milioni di euro.
31
Imposte sul reddito
Le imposte sul reddito si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Imposte correnti:
- imprese italiane
- imprese estere
Imposte differite e anticipate nette:
- imprese italiane
- imprese estere
L’incidenza delle imposte sull’utile del periodo prima delle imposte è del 47,5 % (49,7% nel primo semestre 2006) a fronte dell’incidenza fiscale teorica del 37,9% (37,7% nel primo semestre 2006) che risulta applicando le aliquote previste dalla normativa
fiscale italiana del 33% (Ires) all’utile prima delle imposte e del 4,25% (Irap) al valore netto della produzione.
L’analisi della differenza tra l’aliquota fiscale teorica e quella effettiva per i due periodi messi a confronto è la seguente:
(%)
Aliquota teorica
Variazioni in aumento (diminuzione) rispetto all’aliquota teorica:
- maggiore incidenza fiscale sulle imprese estere
- differenze permanenti
- altre motivazioni
32
I semestre 2006
I semestre 2007
37,7
37,9
11,5
(0,2)
0,7
12,0
49,7
9,9
(0,2)
(0,1)
9,6
47,5
Utile per azione
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.
Il numero medio ponderato delle azioni in circolazione è di 3.713.337.496 e di 3.673.655.386 rispettivamente nel primo semestre 2006 e 2007.
L’utile per azione diluito 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, incrementate del numero delle azioni che potenzialmente potrebbero aggiungersi a quelle in circolazione per effetto dell’assegnazione o cessione di azioni proprie in portafoglio a fronte dei piani
di stock grant e di stock option.
Il numero medio ponderato delle azioni in circolazione utilizzate ai fini del calcolo dell’utile per azione diluito è di 3.717.167.774
e di 3.676.504.634 rispettivamente nel primo semestre 2006 e 2007.
139
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / N O T E A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA
La riconciliazione del numero medio ponderato delle azioni in circolazione utilizzato per la determinazione dell’utile per azione
semplice e quello utilizzato per la determinazione dell’utile per azione diluito è di seguito indicata:
I semestre 2006
I semestre 2007
3.713.337.496
1.762.609
2.067.669
3.717.167.774
5.275
1,42
1,42
3.673.655.386
793.684
2.055.564
3.676.504.634
4.855
1,32
1,32
Numero medio ponderato di azioni in circolazione per l’utile semplice
Numero di azioni potenziali a fronte dei piani di stock grant
Numero di azioni potenziali a fronte dei piani di stock option
Numero medio ponderato di azioni in circolazione per l'utile diluito
Utile netto di competenza Eni
(milioni di euro)
Utile per azione semplice
(ammontari in euro per azione)
Utile per azione diluito
(ammontari in euro per azione)
33
Informazioni per settore di attività e per area geografica
I semestre 2007
Ricavi netti della gestione caratteristica (a)
a dedurre: ricavi infrasettori
Ricavi da terzi
Risultato operativo
Accantonamenti netti ai fondi
per rischi e oneri
Ammortamenti e svalutazioni
Effetto valutazione con il metodo
del patrimonio netto
Attività direttamente attribuibili (b)
Attività non direttamente attribuibili
Partecipazioni valutate con il metodo
del patrimonio netto
Passività direttamente attribuibili (c)
Passività non direttamente attribuibili
Investimenti in attività materiali
e immateriali
12.829
(8.144)
4.685
6.550
3.080
(322)
2.758
211
465
(280)
185
(216)
(140)
44.323
10.542
58
8
(71)
37
(2)
479
3.034
(65)
1.251
(673)
76
220
19
61
268
20.339
94
12.329
1
2.933
57
5.939
2.257
5.024
937
5.518
18
646
360
3.419
47
1.900
2.170
3.886
25.551
21.562
410
232
34
224
14
26
3.054
4.289
(457)
3.832
390
103
(18)
85
(231)
617
(498)
119
(99)
(24)
41.688
9.323
146
7
(10)
31
(4)
281
3.306
16.880
(596)
16.284
420
3.476
(166)
3.310
211
56
333
107
217
14
56
(22)
31.493
214
21.346
110
11.803
7
3.316
39
7.170
291
975
1.372
9.230
2.091
4.119
942
5.127
15
714
381
4.272
44
1.864
2.607
2.837
526
319
56
510
35
28
I ricavi infrasettore sono conseguiti applicando condizioni di mercato.
(11)
119
(1)
393
(21)
2.547
(a) Prima dell’eliminazione dei ricavi infrasettori.
(b) Comprendono le attività connesse al risultato operativo.
(c) Comprendono le passività connesse al risultato operativo.
140
605
(455)
150
(142)
255
371
13.722
(349)
13.373
2.106
(1)
87
Totale
Altre attività
3.340
(320)
3.020
69
Elisioni
Ingegneria
& Costruzioni
19.446
(628)
18.818
455
Corporate
e società
finanziarie
Petrolchimica
14.933
(377)
14.556
1.907
Refining
& Marketing
I semestre 2006
Ricavi netti della gestione caratteristica (a) 14.459
a dedurre: ricavi infrasettori
(9.623)
Ricavi da terzi
4.836
Risultato operativo
8.398
Accantonamenti netti ai fondi
per rischi e oneri
143
Ammortamenti e svalutazioni
2.252
Effetto valutazione con il metodo
del patrimonio netto
26
Attività direttamente attribuibili (b)
28.294
Attività non direttamente attribuibili
Partecipazioni valutate con il metodo
del patrimonio netto
267
Passività direttamente attribuibili (c)
6.874
Passività non direttamente attribuibili
Investimenti in attività materiali
e immateriali
2.114
Gas & Power
(milioni di euro)
Exploration
& Production
Informazioni per settore di attività
(690)
380
70.805
17.507
348
75.704
19.232
4.845
27.933
24.707
(54)
4.257
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / N O T E A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA
Americhe
Asia
Africa
Altre aree
Totale
I semestre 2007
Attività direttamente attribuibili (a)
Investimenti in immobilizzazioni
materiali e immateriali
Resto
dell’Europa
I semestre 2006
Attività direttamente attribuibili (a)
Investimenti in immobilizzazioni
materiali e immateriali
Resto
dell’Unione
Europea
(milioni di euro)
Italia
Informazioni per area geografica
ATTIVITÀ DIRETTAMENTE ATTRIBUIBILI E INVESTIMENTI PER AREA GEOGRAFICA DI LOCALIZZAZIONE
35.039
9.755
3.113
2.958
6.079
13.274
587
70.805
876
336
162
276
481
900
23
3.054
35.864
9.095
4.276
3.141
6.416
16.433
371
75.596
1.134
416
254
413
570
1.425
45
4.257
(a) Comprendono le attività connesse al risultato operativo.
RICAVI NETTI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA PER AREA GEOGRAFICA DI DESTINAZIONE
(milioni di euro)
Italia
Resto dell’Unione Europea
Resto dell’Europa
Americhe
Asia
Africa
Altre aree
34
I semestre 2006
I semestre 2007
19.915
11.492
3.662
2.470
2.877
3.495
412
44.323
18.504
11.097
3.496
2.724
2.054
3.403
410
41.688
Rapporti con parti correlate
Le operazioni compiute da Eni con le parti correlate riguardano principalmente lo scambio di beni, la prestazione di servizi, la
provvista e l’impiego di mezzi finanziari con le imprese a controllo congiunto, con le imprese collegate e con le imprese controllate escluse dall’area di consolidamento nonché con altre imprese possedute o controllate dallo Stato. Tutte le operazioni fanno
parte della ordinaria gestione, sono generalmente regolate a condizioni di mercato, cioè alle condizioni che si sarebbero applicate fra due parti indipendenti e sono state compiute nell’interesse delle imprese di Eni.
Le imprese a controllo congiunto, le imprese collegate e le imprese controllate escluse dall’area di consolidamento sono indicate nell’allegato “Imprese e partecipazioni rilevanti di Eni SpA al 30 giugno 2007” che costituisce parte integrante delle presenti
note.
Di seguito sono indicati gli ammontari dei rapporti di natura commerciale e diversa e di natura finanziaria posti in essere con le
parti correlate ed è indicata la natura delle operazioni più rilevanti.
141
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / N O T E A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA
Rapporti commerciali e diversi
I rapporti commerciali e diversi del primo semestre 2006 sono di seguito analizzati:
Denominazione
Crediti
Debiti
e altre attività
e altre passività
9
1
60
20
139
80
12
38
12
21
39
109
4
85
26
Imprese a controllo congiunto e collegate
ASG Scarl
Azienda Energia e Servizi Torino SpA
Bayernoil Raffineriegesellschaft mbH
Bernhard Rosa Inh. Ingeborg Plöchinger GmbH
Blue Stream Pipeline Co BV
Bronberger & Kessler Und Gilg & Schweiger GmbH
CAM Petroli Srl
CEPAV (Consorzio Eni per l'Alta Velocità) Uno
Eni Oil Co Ltd
Fox Energy SpA
Gasversorgung Süddeutschland Gmbh
Gruppo Distribuzione Petroli Srl
Karachaganak Petroleum Operating BV
Mangrove Gas Netherlands BV
Mellitah Gas BV
Modena Scarl
Petrobel Belayim Petroleum Co
Promgas SpA
Raffineria di Milazzo ScpA
Rodano Consortile Scarl
RPCO Enterprises Ltd
SPF – TKP Omifpro Snc
Supermetanol CA
Super Octanos CA
Toscana Gas Clienti SpA
Trans Austria Gasleitung GmbH
Transmediterranean Pipeline Co Ltd
Unión Fenosa Gas SA
Altre (*)
Imprese controllate escluse
dall’area di consolidamento
Agip Kazakhstan North Caspian Operating Co NV
Eni BTC Ltd
Altre (*)
Imprese possedute o controllate dallo Stato
Gruppo Alitalia
Gruppo Enel
Altre imprese a partecipazione statale (*)
(*) Per rapporti di importo unitario non superiore a 50 milioni di euro.
142
I semestre
2006
30.06.2006
(milioni di euro)
Garanzie
1
Costi
Ricavi
Beni
Servizi
2
46
31
369
Servizi
1
1
87
99
108
298
5.561
6
29
155
118
89
52
6
25
Beni
60
2
59
4
53
11
23
1
2
6
106
9
71
20
7
23
195
114
35
220
49
120
16
6
35
7
42
30
14
147
53
6
39
120
88
54
7
71
379
66
815
62
143
14
76
455
10
153
968
21
138
26
185
640
2
13
15
983
69
46
62
108
6.093
191
10
201
6.294
6.294
2
76
6
440
102
1.196
2
17
1
3
443
7
24
1.220
1
1
1.148
443
1
26
27
1.247
177
425
58
660
1.808
37
1.147
15
183
72
1
73
256
194
194
450
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / N O T E A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA
I rapporti commerciali e diversi del primo semestre 2007 sono di seguito analizzati:
Denominazione
I semestre
2007
30.06.2007
(milioni di euro)
Crediti
Debiti
e altre attività
e altre passività
Garanzie
Costi
Beni
Ricavi
Servizi
Beni
Servizi
Imprese a controllo congiunto e collegate
ASG Scarl
Blue Stream Pipeline Co BV
7
29
43
16
CAM Petroli Srl
65
CEPAV (Consorzio Eni per l’Alta Velocità) Uno
77
Charville – Consultores e Serviços Lda
OOO “Eni Neftegaz”
10
42
Gasversorgung Süddeutschland Gmbh
13
Karachaganak Petroleum Operating BV
40
5.728
130
91
3
115
57
119
71
90
Mangrove Gas Netherlands BV
11
128
4
51
26
92
34
115
17
11
116
Petrobel Belayim Petroleum Co
RPCO Enterprises Ltd
53
58
1
104
Super Octanos CA
Trans Austria Gasleitung GmbH
Transmediterranean Pipeline Co Ltd
1
105
65
20
8
Unión Fenosa Gas SA
Altre (*)
1
286
65
2
Fox Energy SpA
Raffineria di Milazzo ScpA
42
97
220
Eni Oil Co Ltd
Mellitah Gas BV
79
75
20
40
61
78
168
117
145
91
202
200
48
730
643
6.259
227
925
812
207
29
130
5
249
Imprese controllate escluse dall’area
di consolidamento
Agip Kazakhstan North Caspian Operating Co NV
Eni BTC Ltd
Altre (*)
13
180
29
6
13
1
6
3
1
58
136
193
6
255
3
14
788
779
6.452
233
1.180
815
221
97
Imprese possedute o controllate dallo Stato
Gruppo Alitalia
8
172
Gruppo Enel
139
22
2
GSE – Gestore Servizi Elettrici
220
131
105
67
90
40
Altre imprese a partecipazione statale (*)
434
243
1.222
1.022
6.452
231
199
340
74
72
2
147
171
815
201
380
1.351
1.630
422
(*) Per rapporti di importo unitario non superiore a 50 milioni di euro.
Si segnala inoltre l’acquisizione di servizi di ingegneria, di costruzione e di manutenzione da società del gruppo Cosmi Holding correlato
a Eni per il tramite di un componente del Consiglio di Amministrazione. I rapporti commerciali, regolati alle condizioni di mercato, sono
ammontati a circa 3 e 4 milioni di euro rispettivamente nel primo semestre 2006 e nel primo semestre 2007.
143
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / N O T E A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA
I rapporti più significativi riguardano:
- le prestazioni relative al progetto e all’esecuzione lavori della tratta ferroviaria Milano-Bologna da parte dei consorzi ASG Scarl,
CEPAV (Consorzio Eni per l’Alta Velocità) Uno, nonché il rilascio di garanzie per la buona esecuzione dei lavori;
- l’acquisizione di servizi di trasporto gas all’estero dalle società Blue Stream Pipeline Co BV e Trans Austria Gasleitung GmbH;
- la fornitura di prodotti petroliferi alle società CAM Petroli Srl, Fox Energy SpA e Raffineria di Milazzo ScpA sulla base di corrispettivi legati alle quotazioni sui mercati internazionali riconosciuti dei prodotti di riferimento, analogamente alla prassi seguita nei rapporti con i terzi;
- le garanzie rilasciate nell’interesse della Mangrove Gas Netherlands BV, della RPCO Enterprises Ltd e della Charville – Consultores
e Serviços Lda per la partecipazione a gare d’appalto e per il rispetto degli accordi contrattuali;
- la fornitura di servizi specialistici nel campo dell’upstream petrolifero e il riaddebito dei costi di competenza Eni per attività d’investimento dalle società Agip Kazakhstan North Caspian Operating Co NV, Mellitah Gas BV, Eni Oil Co Ltd, Karachaganak
Petroleum Operating BV e Petrobel Belayim Petroleum Co; i servizi sono fatturati sulla base dei costi sostenuti;
- il credito per dividendi da OOO “Eni Neftegaz”;
- la vendita di gas naturale alla Gasversorgung Süddeutschland GmbH;
- l’acquisizione del servizio di lavorazione greggi dalla Raffineria di Milazzo ScpA sulla base di corrispettivi definiti in misura corrispondente ai costi sostenuti;
- l’acquisto di prodotti petrolchimici dalla società Super Octanos CA sulla base di corrispettivi legati alle quotazioni internazionali riconosciuti dei prodotti di riferimento;
- l’acquisizione di servizi di trasporto gas all’estero dalla Transmediterranean Pipeline Co Ltd; i rapporti sono regolati sulla base di
tariffe che consentono alla società di recuperare i costi operativi e remunerare il capitale investito;
- la garanzia di performance rilasciata nell’interesse della società Unión Fenosa Gas SA a fronte degli impegni contrattuali connessi all’attività di gestione operativa;
- la garanzia rilasciata a favore della società Eni BTC Ltd a fronte della costruzione di un oleodotto;
- la vendita di prodotti petroliferi con il Gruppo Alitalia;
- la vendita e il trasporto di gas naturale, la vendita di olio combustibile nonché la compravendita di energia elettrica con il
Gruppo Enel;
- la compravendita e il trasporto di energia elettrica con GSE – Gestore Servizi Elettrici.
Rapporti finanziari
I rapporti finanziari del primo semestre 2006 sono di seguito analizzati:
Denominazione
Imprese a controllo congiunto e collegate
Blue Stream Pipeline Co BV
Raffineria di Milazzo ScpA
Spanish Egyptian Gas Co SAE
Trans Austria Gasleitung GmbH
Transmediterranean Pipeline Co Ltd
Altre (*)
Imprese controllate escluse dall’area di consolidamento
Altre (*)
(*) Per rapporti di importo unitario non superiore a 50 milioni di euro.
144
Crediti
I semestre
2006
30.06.2006
(milioni di euro)
Debiti
Garanzie
11
784
82
334
Oneri
13
2
151
117
268
85
98
40
1.240
95
95
363
29
29
127
6
6
1.246
Proventi
6
6
6
6
4
29
6
2
2
31
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / N O T E A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA
I rapporti finanziari del primo semestre 2007 sono di seguito analizzati:
Denominazione
Crediti
Imprese a controllo congiunto e collegate
Blue Stream Pipeline Co BV
Raffineria di Milazzo ScpA
Spanish Egyptian Gas Co SAE
Trans Austria Gasleitung GmbH
Transmediterranean Pipeline Co Ltd
Altre (*)
Imprese controllate escluse dall’area di consolidamento
Altre (*)
I semestre
2007
30.06.2007
(milioni di euro)
Debiti
Garanzie
6
775
45
292
70
110
69
249
96
102
40
1.152
118
118
12
12
1
1
Oneri
Proventi
24
1
4
7
36
16
16
2
2
Imprese possedute o controllate dallo Stato
Altre (*)
367
114
21
21
37
1.153
23
23
61
(*) Per rapporti di importo unitario non superiore a 50 milioni di euro.
I rapporti più significativi riguardano:
- la garanzia per affidamenti bancari rilasciata nell’interesse della società Blue Stream Pipeline Co BV e il deposito di disponibilità
monetarie presso le società finanziarie di Gruppo;
- le garanzie per affidamenti bancari rilasciate nell’interesse delle società Raffineria di Milazzo ScpA e Spanish Egyptian Gas Co SAE;
- il finanziamento del tratto austriaco del gasdotto Federazione Russa-Italia e della realizzazione della rete di trasporto del gas
naturale rispettivamente alla Trans Austria Gasleitung GmbH e alla Transmediterranean Pipeline Co Ltd.
Incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulla situazione patrimoniale, sul risultato economico e sui flussi
finanziari
L’incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulle voci dello stato patrimoniale è indicata nella seguente tabella riepilogativa:
Crediti commerciali e altri crediti
Altre attività finanziarie non correnti
Altre attività non correnti
Passività finanziarie a breve termine
Debiti commerciali e altri debiti
Altre passività correnti
Passività finanziarie a lungo termine comprensive
delle quote a breve termine
Altre passività non correnti
30.06.2007
30.06.2006
(milioni di euro)
Totale
Entità correlate
Incidenza %
Totale
Entità correlate
Incidenza %
17.158
897
930
3.723
14.308
395
842
161
4,91
17,95
127
983
3,41
6,87
17.648
596
1.263
8.131
15.531
604
1.504
61
24
97
955
8
8,52
10,23
1,90
1,19
6,15
1,32
8.010
1.146
17
59
0,21
5,15
7.837
377
145
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / N O T E A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA
L’incidenza delle operazioni con parti correlate sulle voci del conto economico è indicata nella seguente tabella di sintesi:
Ricavi della gestione caratteristica
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
Proventi finanziari
Oneri finanziari
I semestre
2007
I semestre
2006
(milioni di euro)
Totale
Entità correlate
Incidenza %
Totale
Entità correlate
Incidenza %
44.323
29.383
2.246
2.095
2.258
1.690
31
6
5,09
5,75
1,38
0,29
41.688
27.727
1.574
1.549
2.052
1.731
61
37
4,92
6,24
3,88
2,39
Le operazioni con parti correlate fanno parte della ordinaria gestione, sono generalmente regolate a condizioni di mercato, cioè
alle condizioni che si sarebbero applicate fra due parti indipendenti.
I principali flussi finanziari con parti correlate sono indicati nella seguente tabella:
I semestre 2006
(milioni di euro)
Ricavi e proventi
Costi e oneri
Variazione crediti e debiti commerciali e diversi
Dividendi e interessi
Flusso di cassa netto da attività di esercizio
Investimenti in immobilizzazioni materiali e immateriali
Disinvestimenti (Investimenti) in partecipazioni
Variazione debiti relativi all’attività di investimento
Variazione crediti finanziari
Flusso di cassa netto da attività di investimento
Variazione debiti finanziari
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento
Totale flussi finanziari verso entità correlate
I semestre 2007
2.258
2.052
(1.319)
337
251
1.527
(371)
(10)
(248)
340
(289)
(34)
(34)
1.204
(1.372)
(370)
337
647
(359)
8
(17)
10
(358)
(17)
(17)
272
L’incidenza dei flussi finanziari con parti correlate è indicata nella seguente tabella di sintesi:
Totale
Flusso di cassa da attività di esercizio
Flusso di cassa da attività di investimento
Flusso di cassa da attività di finanziamento
146
10.668
(2.478)
(4.904)
Entità correlate
1.527
(289)
(34)
I semestre
2007
I semestre
2006
(milioni di euro)
Incidenza %
14,31
11,66
0,69
Totale
9.683
(8.580)
1.368
Entità correlate
647
(358)
(17)
Incidenza %
6,68
4,17
..
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / N O T E A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA
35
Eventi e operazioni significative non ricorrenti
Nel primo semestre 2007 gli eventi e operazioni significative non ricorrenti riguardano gli accantonamenti a fronte di rischi su
procedimenti antitrust in corso avanti alle Autorità comunitarie per 130 milioni di euro e il provento relativo alla modifica dell’istituto del Trattamento di Fine Rapporto a seguito dell’entrata in vigore delle disposizioni della Legge Finanziaria 2007 e dei relativi decreti attuativi per 74 milioni di euro (maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 21 – Fondi per benefici ai dipendenti).
Nel primo semestre 2006 non si segnalano eventi e/o operazioni significative non ricorrenti.
36
Posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali
Nel primo semestre 2006 e nel primo semestre 2007 non si segnalano posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o
inusuali.
Adeguamento della relazione semestrale consolidata di Eni ai principi contabili generalmente
accettati negli USA (U.S. GAAP)
37
Eni, in quanto società le cui azioni sono quotate al New York Stock Exchange, presenta alla Securities and Exchange Commission
(SEC) un documento (Form 20-F) comprendente, tra l’altro, l’adeguamento del bilancio consolidato ai principi contabili generalmente accettati negli USA (Generally Accepted Accounting Principles o U.S. GAAP). Di seguito sono indicate le informazioni
necessarie per adeguare la relazione semestrale consolidata ai principi contabili americani.
Riepilogo delle differenze significative tra gli IFRS e gli U.S. GAAP
La relazione semestrale consolidata di Eni al 30 giugno 2007 è redatta applicando i principi contabili internazionali omologati
dalla Commissione Europea (IFRS) che differiscono per alcuni aspetti dagli U.S. GAAP. Le differenze tra i due principi considerate
per adeguare la relazione semestrale consolidata di Eni ai principi U.S. GAAP sono le stesse indicate nel bilancio consolidato dell’esercizio 2006, a cui si fa rinvio, a eccezione dell’interpretazione n. 48 “Accounting for uncertainty in income taxes” (FIN 48) che
definisce i criteri per la rilevazione e valutazione dei benefici fiscali dell’impresa (cd. “posizioni fiscali”) che presentano gradi di
incertezza in merito alla loro effettiva realizzazione. In particolare, le disposizioni della FIN 48 stabiliscono la rilevazione in bilancio degli effetti positivi delle posizioni fiscali individuate esclusivamente nei casi in cui la loro effettiva realizzazione è considerata “più probabile che non”. Il valore del beneficio fiscale iscrivibile in bilancio corrisponde al maggiore ammontare che si prevede
di realizzare con una probabilità cumulata superiore al 50%. Le eventuali differenze tra la posizione fiscale assunta in sede di
dichiarazione dei redditi e l’ammontare rilevato in bilancio rappresentano passività da rilevare in bilancio. L’applicazione della FIN
48 non ha determinato effetti significativi.
147
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / N O T E A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA
Riconciliazione dell’utile e del patrimonio netto determinati applicando gli IFRS con quelli
determinati secondo gli U.S. GAAP
38
Di seguito sono indicate le rettifiche dell’utile del primo semestre 2006 e 2007 e del patrimonio netto al 31 dicembre 2006 e al
30 giugno 2007 che sarebbero necessarie qualora venissero applicati gli U.S. GAAP invece degli IFRS.
(milioni di euro)
Utile di periodo risultante dalla relazione semestrale consolidata secondo gli IFRS
Variazione in aumento (diminuzione) dell’utile netto:
A. effetto delle differenze di principio IFRS/U.S. GAAP sulle imprese consolidate secondo gli IFRS
e valutate secondo il metodo del patrimonio netto secondo gli U.S. GAAP
B. rilevazione dei costi di ricerca e sviluppo di idrocarburi con il metodo dello “sforzo coronato da successo”
C. effetto delle svalutazioni e rivalutazioni delle attività
D. imposte sul reddito differite e anticipate
E. effetto relativo alle attività associate all’acquisizione di un’impresa (portafoglio clienti)
F. rimanenze
Effetto delle differenze di principio IFRS/U.S. GAAP sulle imprese valutate con il metodo del patrimonio netto
Altre rettifiche
Effetto delle rettifiche U.S. GAAP sull’utile di terzi azionisti (a)
Rettifiche nette
Utile netto del periodo secondo gli U.S. GAAP
Utile semplice per azione (b)
Utile diluito per azione (b)
Utile semplice per ADS (calcolato su 2 azioni per ADS) (b)
Utile diluito per ADS (calcolato su 2 azioni per ADS) (b)
I semestre 2006
I semestre 2007
5.275
4.855
108
(3)
15
(3)
(133)
207
1
192
5.467
1,47
1,47
2,94
2,94
261
(10)
39
(3)
(183)
(6)
(61)
1
38
4.893
1,33
1,33
2,66
2,66
(a) La rettifica riguarda la quota di competenza dei terzi azionisti sulle rettifiche da A a F che sono indicate per il 100% anche se riferite a imprese possedute in percentuale
inferiore.
(b) Unità di euro.
31.12.2006
30.06.2007
Patrimonio netto risultante dal bilancio consolidato secondo gli IFRS
Variazione in aumento (diminuzione) del patrimonio netto (a):
A. effetto delle differenze di principio IFRS/U.S. GAAP sulle imprese consolidate secondo gli IFRS
e valutate secondo il metodo del patrimonio netto secondo gli U.S. GAAP
B. rilevazione dei costi di ricerca e sviluppo idrocarburi con il metodo dello “sforzo coronato da successo”
C. eliminazione delle svalutazioni e rivalutazioni delle immobilizzazioni
D. imposte sul reddito differite e anticipate
E. avviamento
E. attività associate all’acquisizione di un’impresa (portafoglio clienti)
F. rimanenze
G. Fondo per benefici ai dipendenti
39.029
40.228
33
2.672
311
(3.495)
786
(22)
(1.769)
(32)
29
2.892
301
(3.446)
785
(25)
(1.952)
(28)
Effetto delle differenze di principio IFRS/U.S. GAAP sulle imprese valutate con il metodo del patrimonio netto
Altre rettifiche
Effetto delle rettifiche U.S. GAAP sul capitale e sulle riserve di terzi (b)
Rettifiche nette
Patrimonio netto secondo gli U.S. GAAP
169
2
(28)
(1.373)
37.656
161
7
(27)
(1.303)
38.925
(milioni di euro)
(a) Le variazioni in aumento (diminuzione) del patrimonio netto relative alle imprese con bilanci in moneta diversa dall’euro sono convertite in euro al tasso di cambio in
essere alla fine di ciascun periodo.
(b) La rettifica riguarda la quota di competenza dei terzi azionisti sulle rettifiche da A a G che sono indicate per il 100% anche se riferite a imprese possedute in percentuale
inferiore.
148
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / N O T E A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA
I valori dello stato patrimoniale che risulterebbero qualora fossero applicati gli U.S. GAAP sono i seguenti:
(milioni di euro)
ATTIVITÀ
Attività correnti
Disponibilità liquide ed equivalenti
Altre attività finanziarie negoziabili o disponibili per la vendita
Crediti commerciali e altri crediti
Rimanenze
Attività per imposte correnti
Altre attività
Attività non correnti
Immobili, impianti e macchinari
Altre attività
Rimanenze immobilizzate-scorte d’obbligo
Attività immateriali
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto
Altre partecipazioni
Altre attività finanziarie
Attività per imposte anticipate
Altre attività
TOTALE ATTIVITÀ
PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO
Passività correnti
Passività finanziarie a breve termine
Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine
Debiti commerciali e altri debiti
Passività per imposte correnti
Altre passività
Passività non correnti
Passività finanziarie a lungo termine
Fondi per rischi e oneri
Fondi per benefici ai dipendenti
Passività per imposte differite
Altre passività
TOTALE PASSIVITÀ
CAPITALE E RISERVE DI TERZI AZIONISTI
Capitale sociale
Riserve
Azioni proprie
Acconto sul dividendo
Utile dell’esercizio
TOTALE PATRIMONIO NETTO DI ENI
TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO
31.12.2006
30.06.2007
3.685
970
18.568
2.721
447
877
27.268
5.986
3.313
17.691
2.499
338
663
30.490
42.924
629
1.273
6.057
4.305
353
860
1.145
992
58.538
85.806
44.240
614
1.353
6.557
5.448
356
675
2.562
1.260
63.065
93.555
4.032
890
13.201
2.671
720
21.514
8.943
898
12.272
3.410
653
26.176
6.646
8.553
937
8.762
417
25.315
46.829
1.321
4.005
31.230
(5.374)
(2.210)
10.005
37.656
85.806
6.322
8.186
813
10.843
1.143
27.307
53.483
1.147
4.005
35.720
(5.693)
4.893
38.925
93.555
149
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / N O T E A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA
Con riguardo al conto economico, si espongono di seguito l’ammontare dell’utile (perdita) operativo per settore e dell’utile prima
delle imposte sul reddito che risulterebbero qualora fossero applicati gli U.S. GAAP.
(milioni di euro)
Utile (perdita) operativo per settore
Exploration & Production
Gas & Power
Refining & Marketing
Petrolchimica
Altre attività
Corporate e società finanziarie
Elisione utili interni
Utile prima delle imposte
150
I semestre 2006
8.411
1.862
227
66
(216)
(142)
10.208
11.090
I semestre 2007
6.702
2.167
175
206
(235)
(100)
4
8.919
9.582
Informazioni relative alla capogruppo Eni SpA
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / S I T U A Z I O N E C O N TA B I L E D I E N I S p A - S C H E M I
Situazione contabile di Eni SpA al 30 giugno 2007
Totale
(milioni di euro)
ATTIVITÀ
Attività correnti
Disponibilità liquide ed equivalenti
Altre attività finanziarie negoziabili o disponibili per la vendita
Crediti commerciali e altri crediti
Rimanenze
Attività per imposte correnti
Altre attività
Attività non correnti
Immobili, impianti e macchinari
Rimanenze immobilizzate-scorte d'obbligo
Attività immateriali
Partecipazioni
Altre attività finanziarie
Altre attività
TOTALE ATTIVITÀ
PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO
Passività correnti
Passività finanziarie a breve termine
Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine
Debiti commerciali e altri debiti
Passività per imposte correnti
Altre passività
Passività non correnti
Passività finanziarie a lungo termine
Fondi per rischi e oneri
Fondi per benefici ai dipendenti
Passività per imposte differite
Altre passività
TOTALE PASSIVITÀ
PATRIMONIO NETTO
Capitale sociale
Riserva legale
Altre riserve
Azioni proprie
Acconto sul dividendo
Utile (Perdita) dell'esercizio
TOTALE PATRIMONIO NETTO
TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO
152
812
235
8.220
1.896
155
84
11.402
30.06.2007
31.12.2006
STATO PATRIMONIALE
di cui verso
parti correlate
2.061
5.507
1.701
948
21.086
40
855
30.137
41.539
1.161
3
15.198
1.727
92
787
18.968
5.421
1.828
959
20.904
6.535
878
36.525
55.493
320
30
6.865
853
59
8.127
310
28
2.650
2.401
3.220
308
110
438
6.477
14.604
330
4.005
959
23.734
(5.374)
(2.210)
5.821
26.935
41.539
Totale
37
246
8.854
99
5.871
1.450
1.368
17.642
3.576
2.938
269
235
427
7.445
25.087
4.005
959
25.561
(5.693)
5.574
30.406
55.493
di cui verso
parti correlate
10.273
389
6.506
3.478
2.603
370
240
Totale
di cui verso
parti correlate
Totale
di cui verso
parti correlate
27.486
85
27.571
5.900
32
24.665
77
24.742
4.826
13
(10.003)
(22.058)
(50)
(434)
36
(399)
1.851
(9.135)
1.719
(2.298)
(579)
4.789
6.061
(487)
5.574
1,52
1,52
815
(424)
(milioni di euro)
RICAVI
Ricavi della gestione caratteristica
Altri ricavi e proventi
Totale ricavi
COSTI OPERATIVI
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
- di cui non ricorrenti
Costo lavoro
- di cui non ricorrenti
Ammortamenti e svalutazioni
UTILE OPERATIVO
PROVENTI (ONERI) FINANZIARI
Proventi finanziari
Oneri finanziari
PROVENTI NETTI SU PARTECIPAZIONI
Utile prima delle imposte
Imposte sul reddito
Utile netto
Utile per azione semplice
Utile per azione diluito
I semestre 2007
CONTO ECONOMICO
I semestre 2006
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / S I T U A Z I O N E C O N TA B I L E D I E N I S p A - S C H E M I
(24.911)
(401)
22
(376)
1.883
614
(588)
26
4.318
6.227
(772)
5.455
1,47
1,47
121
(71)
598
20
153
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / S I T U A Z I O N E C O N TA B I L E D I E N I S p A - S C H E M I
Altri movimenti di patrimonio netto
Liberazione riserve non distribuibili
Rigiro rettifiche IFRS
di prima applicazione ex Decreto 38
Costo di competenza stock option
e stock grant assegnate
Saldi al 30 giugno 2006
Utile del secondo semestre 2006
Operazioni con gli azionisti
Acconto sul dividendo 2006 (0,60 euro per azione)
Acquisto azioni proprie
Azioni proprie cedute/assegnate a fronte
dei piani di incentivazione dei dirigenti
Differenza tra valore di carico delle azioni proprie
cedute e il prezzo di esercizio delle stock option
esercitate da parte dei dirigenti
Altri movimenti di patrimonio netto
Liberazione riserve non distribuibili
Avanzo di fusione Eni Portugal Investment SpA
Avanzo di fusione Enifin SpA
Costo di competenza stock option
e stock grant assegnate
Saldi al 30 giugno 2007
154
(978)
11
11
4.005 10.029
18
(18)
(960) 1.982
959 (5.178) 7.329
7
(791)
(2)
2
(1.172)
1.172
6
91
18
1.686 (5.288) (3.360)
6
5.455 28.973
366
366
6.283
(2.210)
43
67
(67)
14
43
(196)
(67)
7
21
(61)
(2.210)
61
(2)
29
(1)
6.371
8
(2.210) 5.821 26.935
5.574 5.574
2.210
1.227
(339)
12
20
(20)
8
12
(319)
(20)
4
1.239
(2)
1
959 (5.693) 7.242
27
7
(2.409)
(2)
8
959 (5.374) 7.262
(2.210)
(263)
57
(1)
4.005 10.085
(4.086) (2.400)
(1.202)
(978)
(263)
4.005 10.072
Totale
1.432 (1.686) 5.288 26.872
(1.432)
5.455 5.455
1.202
(2.000)
2.000
Utile dell’esercizio
Acconto dividendo
5.635
259
1.686
Altri movimenti di patrimonio netto
Liberazione riserve non distribuibili
Disavanzo di fusione Enitecnologie SpA
Effetto valutazione al fair value
dei titoli disponibili per la vendita
Costo di competenza stock option
e stock grant assegnate
Saldi al 31 dicembre 2006
Utile del primo semestre 2007
Operazioni con gli azionisti
Attribuzione del dividendo residuo 2006
(0,65 euro per azione)
Destinazione dell'utile residuo 2006
Acquisto azioni proprie
Azioni proprie cedute/assegnate a fronte
dei piani di incentivazione dei dirigenti
Differenza tra valore di carico delle azioni proprie
cedute e il prezzo di esercizio delle stock option
esercitate da parte dei dirigenti
92
1.173
Applicazione IFRS
Riserva per acquisto
azioni proprie
Azioni proprie
acquistate
Riserva legale
959 (4.218) 5.347
Altre riserve di utili
disponibili
4.005 10.018
Altre riserve di utili
non disponibili
Saldi al 31 dicembre 2005
Applicazione Decreto 38/2005
Utile del primo semestre 2006
Operazioni con gli azionisti
Attribuzione del dividendo residuo2005
(0,65 euro per azione)
Destinazione dell’utile residuo 2005
Autorizzazione all'acquisto di azioni proprie
Acquisto azioni proprie
Azioni proprie cedute/assegnate a fronte
dei piani di incentivazione dei dirigenti
Altre riserve di capitale
(milioni di euro)
Capitale sociale
Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto
(4.594) (2.384)
(1.227)
(339)
20
4
2.210 (5.821) (2.699)
2
444
143
444
144
8
8.207
8
5.574 30.406
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RENDICONTO FINANZIARIO
1
(milioni di euro)
I semestre 2006
Utile dell’esercizio
Ammortamenti
Svalutazioni (rivalutazioni) nette
Variazioni fondi per rischi e oneri
Variazione fondo benefici ai dipendenti
Plusvalenze nette su cessioni di attività
Dividendi
Interessi attivi
Interessi passivi
Differenze cambio non realizzate
Imposte sul reddito del periodo, correnti, differite e anticipate
Altre variazioni
Flusso di cassa del risultato operativo prima della variazione del capitale di esercizio
Variazioni:
- rimanenze
- crediti commerciali e altri
- altre attività
- debiti commerciali e altri
- altre passività
Flusso di cassa del risultato operativo
Dividendi incassati
Interessi incassati
Interessi pagati
Imposte sul reddito pagate al netto dei rimborsi e crediti di imposta acquistati
Flusso di cassa netto da attività d’esercizio
- immobilizzazioni immateriali
- immobilizzazioni materiali
- partecipazioni
- titoli
- crediti finanziari strumentali all'attività operativa
- variazione debiti e crediti relativi all’attività di investimento e imputazione di ammortamenti all’attivo patrimoniale
Flusso di cassa degli investimenti
Disinvestimenti:
- immobilizzazioni materiali
- partecipazioni
- titoli
- crediti finanziari strumentali all’attività operativa
- variazione debiti e crediti relativi all’attività di disinvestimento
Flusso di cassa dei disinvestimenti
Flusso di cassa netto da attività di investimento
Rimborsi di debiti finanziari a lungo termine
Incremento (decremento) di debiti finanziari a breve termine
Dividendi pagati
Acquisto e vendita di azioni proprie
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento
Effetto delle fusioni (*)
Flusso di cassa netto del periodo
Disponibilità liquide ed equivalenti all'inizio del periodo
Disponibilità liquide ed equivalenti alla fine del periodo
I semestre 2007
5.455
376
207
181
2
(605)
(3.962)
(68)
54
1
772
6
2.419
5.574
399
139
(96)
(37)
(2)
(5.018)
(282)
244
(4)
487
(13)
1.391
(331)
1.209
7
221
8
3.533
1.994
73
(63)
(530)
5.007
(325)
(66)
(217)
145
1.507
8
1
(100)
2.952
2.164
282
(261)
(796)
4.341
(79)
(422)
(670)
(3)
(959)
(29)
(2.162)
(1.496)
(326)
(2.430)
11
694
2
434
235
275
(3)
943
(1.219)
(245)
809
(2.384)
(315)
(2.135)
(638)
349
812
1.161
1
1
707
(1.723)
(71)
86
(2.400)
(960)
(3.345)
(61)
749
688
(*) L’effetto delle fusioni sulle variazioni di cassa di 638 milioni di euro è attribuibile principalmente all’eliminazione dei rapporti di conto corrente tra Eni e la società fusa Enifin SpA.
(1) Nel primo semestre 2007, i flussi di cassa verso parti correlate da attività d’esercizio, di investimento e di finanziamento sono rispettivamente pari a 4.788, 1.247 e 4.238
milioni di euro.
155
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Criteri di valutazione
I criteri di valutazione sono gli stessi adottati per la redazione della relazione semestrale consolidata, cui si rinvia, fatta eccezione per la rilevazione e valutazione delle partecipazioni in imprese controllate, collegate e controllate congiuntamente. In
particolare, queste sono valutate al costo di acquisto comprensivo degli oneri accessori di diretta imputazione. In presenza di
eventi che fanno presumere una riduzione di valore, la recuperabilità del valore di iscrizione è verificata confrontando quest’ultimo
con il relativo valore recuperabile rappresentato dal maggiore tra il fair value, al netto degli oneri di dismissione, e il valore
d’uso. In assenza di un accordo di vendita vincolante, il fair value è stimato sulla base dei valori espressi da un mercato attivo,
da transazioni recenti ovvero sulla base delle migliori informazioni disponibili per riflettere l’ammontare che l’impresa potrebbe ottenere dalla vendita dell’asset. Il valore d’uso è determinato generalmente, nei limiti della corrispondente frazione del
patrimonio netto dell’impresa partecipata desunto dal bilancio consolidato, attualizzando i flussi di cassa attesi e, se significativi e ragionevolmente determinabili, quelli della cessione, al netto degli oneri di dismissione. I flussi di cassa sono determinati sulla base di assunzioni ragionevoli e documentabili rappresentative della migliore stima delle future condizioni economiche, dando maggiore rilevanza alle indicazioni provenienti dall’esterno. L’attualizzazione è effettuata ad un tasso che tiene
conto del rischio implicito nei settori di attività in cui opera l’impresa.
Il rischio derivante da eventuali perdite eccedenti il patrimonio netto è rilevato in un apposito fondo nella misura in cui la
società è impegnata ad adempiere a obbligazioni legali o implicite nei confronti dell’impresa partecipata o comunque a
coprire le sue perdite.
Quando vengono meno i motivi delle svalutazioni effettuate, le partecipazioni valutate al costo sono rivalutate nei limiti delle
svalutazioni effettuate con imputazione dell’effetto a conto economico alla voce “Altri proventi/oneri su partecipazioni”.
Le altre partecipazioni sono valutate al fair value con imputazione degli effetti a conto economico, se possedute per attività di
trading, ovvero alla voce di patrimonio netto “Altre riserve”; in quest’ultima fattispecie la riserva è imputata a conto economico
all’atto della svalutazione o del realizzo. Quando il fair value non può essere attendibilmente determinato, le partecipazioni
sono valutate al costo rettificato per perdite di valore; le perdite di valore non sono oggetto di ripristino.
Con riferimento all’utilizzo di stime contabili si rinvia a quanto indicato nel bilancio consolidato.
Schemi di bilancio
Le voci dello schema di stato patrimoniale sono classificate in correnti e non correnti, quelle del conto economico sono classificate per natura. Il prospetto delle variazioni del patrimonio netto presenta i proventi (oneri) complessivi del periodo e le
altre variazioni di patrimonio netto. Lo schema di rendiconto finanziario è definito secondo “il metodo indiretto” rettificando
l’utile dell’esercizio delle componenti di natura non monetaria.
156
Eni SpA - Acconto dividendo 2007:
Relazione degli Amministratori ai sensi dell’art. 2433-bis,
comma 5, del codice civile
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Commento ai risultati economico-finanziari
I criteri di valutazione adottati per la redazione della presente relazione sono indicati nella “Situazione contabile di Eni SpA al 30
giugno 2007” cui si rinvia.
A seguito dell’incorporazione di Enifin SpA e di Eni Portugal Investment SpA, al fine di consentire il raffronto con l’esercizio precedente, sono stati redatti gli schemi riclassificati di stato patrimoniale e di conto economico pro-forma 2006 e il conto economico
pro-forma della semestrale 2006 che assumono l’efficacia delle incorporazioni al 1° gennaio 2006; conseguentemente sono stati
eliminati i rapporti tra Eni e le società e tra le società stesse. Per effetto dell’operazione sopra descritta e in coerenza con le attività
svolte dalla Società, nella segment information gli elementi patrimoniali ed economici rivenienti dalla fusione di Enifin sono attribuiti alla Corporate, quelli rivenienti dalla fusione di Eni Portugal Investment alle Divisioni Exploration & Production, Gas & Power
e Refining & Marketing secondo le stesse ripartizioni utilizzate per il bilancio consolidato1.
Conto economico
(milioni di euro)
Proforma
2006
Proforma
I semestre 2006
I semestre
2007
Variazione
27.485
24.665
(2.820)
Ricavi
52.985
255
53.240
Ricavi della gestione caratteristica
Altri ricavi e proventi
Totale ricavi
153
77
(76)
27.638
24.742
(2.896)
(24.983)
(22.058)
2.925
(50)
(50)
(404)
(434)
(30)
36
36
(376)
(399)
(23)
Costi operativi
(48.323) Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
(164) di cui non ricorrenti
(941) Costo lavoro
di cui non ricorrenti
(829) Ammortamenti e svalutazioni
3.147
1.875
1.851
(24)
98
Utile operativo
Proventi (oneri) finanziari netti
58
(579)
(637)
3.785
Proventi netti su partecipazioni
4.318
4.789
471
7.030
Utile prima delle imposte
6.251
6.061
(190)
(1.164) Imposte sul reddito
5.866
118
5.984
Utile netto
(777)
(487)
290
5.474
5.574
100
Esclusione (utile)/perdita di magazzino (*)
(137)
(65)
72
Utile netto a valori correnti
5.337
5.509
172
(*) L’utile netto a valori correnti deriva dal raffronto tra i ricavi e i costi correnti dei prodotti venduti con esclusione perciò dell’utile o della perdita di magazzino che deriva dalla differenza
tra il costo corrente dei prodotti venduti e quello risultante dall’applicazione del costo medio ponderato costituendo sostanzialmente la rivalutazione o la svalutazione, rispettivamente in
caso di aumento o diminuzione dei prezzi, delle giacenze esistenti a inizio periodo ancora presenti in magazzino a fine periodo, al netto del relativo effetto fiscale.
L’utile netto del primo semestre 2007 di 5.574 milioni di euro aumenta di 100 milioni di euro rispetto al primo semestre 2006
(+1,8%), per effetto essenzialmente: (i) dei maggiori proventi netti su partecipazioni (471 milioni di euro) rappresentati essenzialmente dai maggiori dividendi percepiti (1.056 milioni di euro), parzialmente assorbiti dalla circostanza che nell’esercizio 2006 vennero rilevate maggiori plusvalenze conseguite nella cessione di partecipazioni (598 milioni di euro); (ii) delle minori imposte sul
reddito (290 milioni di euro). Questi fattori positivi sono in parte compensati dai maggiori oneri finanziari netti (637 milioni di
euro), a seguito in particolare della variazione negativa del fair value dei contratti derivati su merci2. L’utile netto a valori correnti
ottenuto eliminando l’effetto dell’utile/perdita di magazzino, ammonta a 5.509 milioni di euro con un aumento di 172 milioni di
euro, pari al 3,2%.
(1) In particolare la partecipazione nella Galp, che rappresenta l’attività significativa dell’incorporata è stata attribuita alle suddette Divisioni rispettivamente nella misura del
55% per R&M, 31% per G&P e 14% per E&P.
(2) Per maggiori informazioni si rinvia al paragrafo “Proventi (oneri) finanziari netti”.
158
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Ricavi della gestione caratteristica
(milioni di euro)
Esercizio
2006
2006
Primo semestre
2007
Variazione
3.520
Divisione E&P
1.728
1.522
(206)
20.085
Divisione G&P
10.656
10.441
(215)
32.560
Divisione R&M
16.668
14.156
(2.512)
223
319
552
Corporate
(3.732) Elisioni
(1.790)
(1.773)
52.985
27.485
24.665
96
17
(2.820)
I ricavi della Divisione Exploration & Production (1.522 milioni di euro) diminuiscono di 206 milioni di euro, pari al 12%, a seguito
essenzialmente: (i) della riduzione dei volumi venduti di idrocarburi di 3,8 milioni di boe (da 39,2 a 35,4 milioni di boe) connessa
principalmente al declino dei campi maturi; (ii) del decremento del prezzo di vendita in euro del greggio (-10,5%) e del gas naturale (-4%). Questi effetti negativi sono in parte compensati da maggiori prestazioni di servizi alle consociate estere.
I ricavi della Divisione Gas & Power (10.441 milioni di euro) diminuiscono di 215 milioni di euro, pari al 2%, a seguito essenzialmente:
(i) della riduzione dei volumi venduti di gas a causa dell’andamento climatico (da 36,86 a 33,86 miliardi di metri cubi); (ii) dell’effetto
dell’andamento sfavorevole dei parametri energetici di riferimento per la determinazione dei prezzi di vendita del gas. Tali effetti negativi sono parzialmente compensati: (i) dall’evoluzione favorevole del quadro regolatorio in Italia per effetto delle recenti misure introdotte dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas in materia di indicizzazione delle tariffe nelle forniture al segmento residenziale; (ii)
dall’avvio delle vendite di energia elettrica attraverso l’affitto da EniPower SpA del ramo di azienda “commercializzazione power”, al
netto dei mancati ricavi verso EniPower SpA per vendita di gas destinato alla produzione di energia elettrica.
I ricavi della Divisione Refining & Marketing (14.156 milioni di euro) diminuiscono di 2.512 milioni di euro, pari al 15,1%, a seguito principalmente: (i) dell’apprezzamento dell’euro sul dollaro; (ii) della riduzione dei volumi venduti di greggi (2,5 milioni di tonnellate), essenzialmente per la riduzione dell’attività di trading.
I ricavi della Corporate (319 milioni di euro) aumentano di 96 milioni di euro, pari al 43%, a seguito principalmente dell’estensione del
modello di addebito dei servizi gestiti centralmente in Corporate.
Altri ricavi e proventi
Gli altri ricavi e proventi di 77 milioni di euro sono analizzati nella tabella seguente:
(milioni di euro)
Esercizio
2006
2006
Primo semestre
2007
Variazione
75
Locazioni, affitti e noleggi
35
35
38
Proventi per attività in joint venture
20
18
(2)
74
Emission trading
72
5
(67)
11
Plusvalenze da vendite di attività materiali
(5)
57
Altri proventi
255
7
2
19
17
(2)
153
77
(76)
Le locazioni, gli affitti e i noleggi di 35 milioni di euro riguardano essenzialmente i proventi derivanti dai contratti di locazione ai gestori delle stazioni di servizio delle attrezzature e dei locali nei quali viene svolta l’attività non-oil (officine, lavaggi, bar, ristoranti e convenience-store) e i proventi da affitto del ramo d’azienda “Attività logistiche” alla Petrolig Srl (70% Eni)
e alla Petroven Srl (68% Eni).
I proventi per attività in joint venture di 18 milioni di euro riguardano l’addebito ai partners delle prestazioni interne.
159
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I ricavi per l’attività di emission trading di 5 milioni di euro diminuiscono di 67 milioni di euro a seguito essenzialmente della riduzione del valore di mercato dei diritti di emissione.
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi, al netto dei costi riferiti agli investimenti, sono analizzati nella tabella seguente:
(milioni di euro)
Esercizio
2006
2006
Primo semestre
2007
Variazione
768
Divisione E&P
337
405
18.495
Divisione G&P
9.940
9.582
(358)
32.027
Divisione R&M
16.092
13.407
(2.685)
395
364
(31)
791
Corporate
(3.749) Elisioni
(9) Eliminazione utili interni (a)
48.323
164
(1.801)
(1.773)
20
73
24.983
22.058
di cui oneri non ricorrenti
68
28
53
(2.925)
50
50
(a) Gli utili interni riguardano gli utili conseguiti sulle cessioni interdivisionali di gas e greggio in rimanenza a fine esercizio.
Gli oneri non ricorrenti netti, inclusi nella voce “Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi”, sono analizzati nella tabella seguente:
(milioni di euro)
Esercizio
2006
2006
Primo semestre
2007
Variazione
Divisione G&P
10
- Sanzione AEEG mancata informativa prezzi
45
- Sanzione AEEG utilizzo stoccaggio strategico
55
Divisione R&M:
109
- Sanzione Antitrust sul jet fuel
- Sanzione Antitrust nel settore delle paraffine (a)
164
50
50
50
50
(a) Per il contenzioso nei confronti della Commissione Europea cui si riferisce l’accantonamento, si rinvia alla nota n. 25 “Garanzie, impegni e rischi – Contenziosi” delle Note al bilancio
consolidato al 31 dicembre 2006.
Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi della Divisione Exploration & Production (405 milioni di euro) aumentano di 68
milioni di euro, pari al 20,2%, a seguito essenzialmente: (i) dei maggiori costi attribuiti alla Divisione E&P a seguito della riorganizzazione delle attività tecnico-scientifiche e informatiche del Gruppo; (ii) dei maggiori oneri addebitati dalla Corporate per i servizi
centralizzati, in parte correlato alle maggiori prestazioni fornite alle consociate estere.
Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi della Divisione Gas & Power (9.582 milioni di euro) diminuiscono di 358 milioni di
euro, pari al 3,6%, a seguito essenzialmente: (i) della flessione dei volumi approvvigionati di gas in linea con il calo delle vendite a causa
dell’andamento climatico; (ii) dell’impatto positivo a seguito dell’evoluzione favorevole del quadro regolatorio in Italia per effetto
delle recenti misure introdotte dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas con la delibera 79/07; (iii) del venir meno degli oneri di
approvvigionamento connessi all’emergenza climatica della stagione invernale 2005-2006; (iv) della riduzione dei prezzi medi di
acquisto del gas per effetto dei parametri energetici di riferimento. Tali effetti positivi sono parzialmente compensati dai costi di
approvvigionamento di energia elettrica e dagli oneri relativi al contratto di “tolling” verso EniPower SpA, nonché dal corrispettivo
del contratto di affitto del ramo di azienda “commercializzazione power”.
160
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Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi della Divisione Refining & Marketing (13.407 milioni di euro) diminuiscono di 2.685
milioni di euro, pari al 16,7%. Escludendo la variazione degli oneri non ricorrenti di 50 milioni di euro, gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi diminuiscono di 2.635 milioni di euro, a seguito essenzialmente: (i) dell’apprezzamento dell’euro sul dollaro; (ii)
della riduzione dei volumi acquistati (-2,8 milioni di tonnellate) essenzialmente per la riduzione dell’attività di trading dei greggi;
(iii) della differenza tra la variazione negativa delle rimanenze a costo medio ponderato rilevata nel 2006 (-255 milioni di euro) e
quella positiva rilevata nel 2007 (+311 milioni di euro).
Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi della Corporate (364 milioni di euro) diminuiscono di 31 milioni di euro, pari al 7,8%,
a seguito essenzialmente: (i) della riduzione degli oneri relativi all’attività di emission trading (67 milioni di euro); (ii) delle minori
attività progettuali di Ricerca e Sviluppo (30 milioni di euro), gestite, nel primo semestre 2006, centralmente dalla Corporate.
Questi effetti positivi sono parzialmente assorbiti: (i) dalle maggiori attività di comunicazione e pubblicità (34 milioni di euro); (ii)
dai maggiori costi di locazioni, global service, servizi informatici (27 milioni di euro).
Costo lavoro
(milioni di euro)
Esercizio
2006
2006
Primo semestre
2007
Variazione
222
Divisione E&P
93
107
14
119
Divisione G&P
52
58
6
376
Divisione R&M
154
162
8
224
Corporate
105
107
2
404
434
30
(36)
(36)
941
di cui proventi non ricorrenti
Il costo lavoro di 434 milioni di euro aumenta di 30 milioni di euro. Al netto dei proventi non ricorrenti di 36 milioni di euro3, il
costo lavoro aumenta di 66 milioni di euro, pari al 16,3%, a seguito essenzialmente dell’incremento della forza lavoro, dovuto prevalentemente all’incorporazione dell’EniTecnologie, e della normale dinamica retributiva, parzialmente compensato da una riduzione dei costi per esodi agevolati.
Il numero dei dipendenti in servizio al 30 giugno è indicato nelle tabelle seguenti:
Esercizio
2006
525
Categorie contrattuali
Dirigenti
2006
Primo semestre
2007
Variazione
545
538
3.664
Quadri
3.241
3.840
599
6.248
Impiegati
6.099
6.512
413
1.565
Operai
1.547
1.550
3
11.432
12.440
1.008
12.002
Esercizio
2006
(7)
Primo semestre
2007
Variazione
Divisioni
2006
3.194
E&P
3.029
3.271
1.679
G&P
1.719
1.716
(3)
4.997
R&M
4.537
5.030
493
2.132
Corporate
12.002
242
2.147
2.423
276
11.432
12.440
1.008
(3) I proventi non ricorrenti di 36 milioni di euro si riferiscono alla rideterminazione (cd. curtailment) del fondo di Trattamento di Fine Rapporto al 31 dicembre 2006 a seguito
delle modifiche introdotte dalla finanziaria 2007 relative alla destinazione delle quote maturande che hanno modificato la natura dell’istituto da programma a benefici definiti
a programma a contributi definiti. Tale rideterminazione si basa essenzialmente sull’esclusione dal calcolo attuariale delle retribuzioni future e delle relative ipotesi di
incremento.
161
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Ammortamenti e svalutazioni
(milioni di euro)
Esercizio
2006
507
9
292
17
825
4
829
Divisione E&P
Divisione G&P
Divisione R&M
Corporate
Totale ammortamenti
Svalutazioni
2006
222
4
142
8
376
376
Primo semestre
2007
Variazione
246
24
1
(3)
144
2
8
399
23
399
23
L’aumento degli ammortamenti registrato dalla Divisione E&P di 24 milioni di euro, pari al 10,8%, è dovuto essenzialmente agli
ammortamenti dei maggiori oneri di chiusura mineraria iscritti a seguito della revisione della stima effettuata nel 2006, in parte
compensato: (i) dai minori ammortamenti degli impianti a seguito della revisione a fine 2006 delle quote di partecipazione nella
concessione Val d’Agri; (ii) dai minori costi di ricerca esplorativa.
Utile operativo
(milioni di euro)
Esercizio
2006
2.070
1.488
(41)
(379)
9
3.147
188
3.335
Divisione E&P
Divisione G&P
Divisione R&M
Corporate
Eliminazione utili interni (1)
Utile operativo
Esclusione utile (perdita) di magazzino
Utile operativo a valori correnti
2006
1.098
668
321
(192)
(20)
1.875
(219)
1.656
Primo semestre
2007
Variazione
786
(312)
807
139
481
160
(150)
42
(73)
(53)
1.851
(24)
(104)
115
1.747
910
2006
Primo semestre
2007
Variazione
(1) Gli utili interni riguardano gli utili conseguiti sulle cessioni interdivisionali di gas e greggio in rimanenza a fine esercizio.
Divisione Exploration & Production
(milioni di euro)
Esercizio
2006
2.070
Utile operativo
2.070
Utile operativo a valori correnti
1.098
786
(312)
1.098
786
(312)
Esclusione (utile)/perdita di magazzino
di cui (proventi) oneri non ricorrenti
(11)
(11)
L’utile operativo della Divisione Exploration & Production di 786 milioni di euro diminuisce di 312 milioni di euro, pari al 28,4%.
Escludendo la variazione degli oneri/proventi non ricorrenti di 11 milioni di euro, l’utile diminuisce di 323 milioni di euro, a seguito essenzialmente: (i) dei minori volumi venduti di idrocarburi connessi al declino produttivo dei campi maturi; (ii) della diminuzione del prezzo di vendita in euro del greggio (-10,5%) e del gas naturale (-4%); (iii) del maggiore ammortamento dei costi di
chiusura mineraria. Questi fattori negativi sono parzialmente compensati dai minori ammortamenti dei costi di sviluppo e dai
minori costi di ricerca esplorativa.
162
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Divisione Gas & Power
(milioni di euro)
Esercizio
2006
1.488
(72)
1.416
55
Utile operativo
Esclusione (utile)/perdita di magazzino
Utile operativo a valori correnti
2006
668
668
di cui (proventi) oneri non ricorrenti
Primo semestre
2007
Variazione
807
139
108
108
915
247
(6)
(6)
L’utile operativo a valori correnti della Divisione Gas & Power di 915 milioni di euro aumenta di 247 milioni di euro, pari al 37%.
Escludendo la variazione degli oneri/proventi non ricorrenti di 6 milioni di euro, l’utile aumenta di 241 milioni di euro, a seguito
essenzialmente: (i) dell’evoluzione favorevole del quadro regolatorio in relazione alla delibera n. 79/07 dell’Autorità per l’energia
elettrica e il gas; (ii) della circostanza che nel primo trimestre 2006 vennero rilevati maggiori oneri di approvvigionamento a fronte dell’emergenza gas verificatasi nei mesi invernali 2005-2006. Tali effetti positivi sono parzialmente assorbiti: (i) dall’effetto dell’andamento sfavorevole dei parametri energetici di riferimento per la determinazione dei prezzi di vendita e di acquisto del gas;
(ii) dall’impatto del clima mite sulle vendite di gas.
Divisione Refining & Marketing
(milioni di euro)
Esercizio
2006
2006
(41) Utile operativo
306
Esclusione (utile)/perdita di magazzino
265
Utile operativo a valori correnti
109
di cui oneri non ricorrenti
Primo semestre
2007
Variazione
321
481
160
(219)
(313)
(94)
102
168
66
39
39
L’utile operativo a valori correnti della Divisione Refining & Marketing (168 milioni di euro) aumenta di 66 milioni di euro, pari al
64,7%. Escludendo la variazione degli oneri/proventi non ricorrenti di 39 milioni di euro, l’utile aumenta di 105 milioni di euro a
seguito essenzialmente: (i) dell’aumento del risultato dell’attività di raffinazione (+140 milioni di euro) dovuto essenzialmente
all’andamento favorevole dello scenario e all’incremento dei volumi lavorati a seguito delle minori fermate degli impianti, parzialmente compensato dall’effetto negativo dell’apprezzamento dell’euro sul dollaro; (ii) dei minori accantonamenti netti ai fondi
rischi e oneri (32 milioni di euro). Tali effetti positivi sono in parte assorbiti: (i) dai minori risultati del mercato Rete (-64 milioni di
euro) per la riduzione dei margini; (ii) dai minori risultati del mercato Extrarete per la riduzione dei margini e dei volumi dovuti alle
condizioni climatiche eccezionalmente miti del primo trimestre (-9 milioni di euro).
Corporate
(milioni di euro)
Esercizio
2006
(379)
2006
Utile operativo
Primo semestre
2007
Variazione
(192)
(150)
42
(192)
(150)
42
Esclusione (utile)/perdita di magazzino
(379)
Utile operativo a valori correnti
di cui (proventi) oneri non ricorrenti
(8)
(8)
163
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / E N I S p A R E L A Z I O N E D E G L I A M M I N I S T R ATO R I
La perdita operativa della Corporate di 150 milioni di euro si riduce di 42 milioni di euro, pari al 21,9%. Escludendo la variazione
degli oneri/proventi non ricorrenti di 8 milioni di euro, la perdita si riduce di 34 milioni di euro a seguito essenzialmente dell’estensione del modello di addebito dei servizi gestiti centralmente in Corporate.
Proventi (oneri) finanziari netti
(milioni di euro)
Esercizio
2006
195
2006
Primo semestre
2007
Variazione
Proventi finanziari netti
97
111
14
47
Commissioni per servizi finanziari
26
29
3
13
Interessi sui crediti verso l'Amministrazione finanziaria
6
6
Interessi su CCT
4
8
30
Utili (perdite) su cambi
(23) Proventi (oneri) netti realizzati su derivati
(27) Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo (1)
(101) Interessi e altri oneri su prestiti obbligazionari
(52) Proventi (oneri) netti da valutazione su derivati
8
Altri
98
(4)
18
(25)
(2)
(33)
(43)
(31)
(12)
(36)
(24)
(50)
(50)
(23)
(584)
(6)
3
58
(579)
(561)
9
(637)
(1) La voce riguarda l’incremento dei fondi per rischi e oneri che sono indicati, ad un valore attualizzato, nelle passività non correnti del bilancio.
L'incremento degli oneri netti da valutazione di contratti derivati di 561 milioni di euro è relativo alla variazione negativa del
fair value di derivati, classificati come “cash flow hedge” nella Relazione semestrale consolidata, (635 milioni di euro) posti in
essere per stabilizzare i flussi di cassa attesi nel periodo 2008-2011 dalla vendita di circa il 2% del totale delle riserve certe di
idrocarburi del gruppo Eni al 31 dicembre 2006 in considerazione delle acquisizioni di assets in produzione, in sviluppo e in
fase esplorativa realizzate nel 2007 nell’onshore del Congo dalla società francese Maurel & Prom e nel Golfo del Messico dalla
società Dominion Resources. Non essendo riferiti a riserve di idrocarburi di Eni SpA, ma di sue società controllate, i suddetti
contratti derivati non hanno i requisiti previsti dallo IAS 39 per essere considerati di copertura, conseguentemente la variazione del fair value è rilevata a conto economico.
Proventi netti su partecipazioni
(milioni di euro)
Esercizio
2006
4.063
612
4.675
(890)
3.785
Dividendi
Altri proventi
Totale proventi
Svalutazioni e perdite
164
2006
3.962
598
4.560
(242)
4.318
Primo semestre
2007
Variazione
5.018
1.056
(598)
5.018
458
(229)
13
4.789
471
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / E N I S p A R E L A Z I O N E D E G L I A M M I N I S T R ATO R I
I proventi e gli oneri su partecipazioni sono analizzati nella tabella seguente:
(milioni di euro)
Esercizio
2006
2.893
120
238
166
21
46
128
69
36
6
34
38
17
18
112
61
60
4.063
589
23
612
4.675
2006
Dividendi
Eni International BV
Stoccaggi Gas Italia SpA
Italgas SpA
Eni Investment Plc
Snam Rete Gas SpA
Galp Energia SA
Sofid SpA
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA
Unión Fenosa SA
Ecofuel SpA
Saipem SpA
Eni G&P Deutschland SpA
Trans Tunisian Pipeline Co Ltd
Padana Assicurazioni SpA
EniPower SpA
AgipFuel SpA
Società Petrolifera Italiana SpA
Eni Portugal Investment SpA
Enifin SpA
Altre
Altri proventi
Vendita azioni:
Snamprogetti SpA a Saipem Projects SpA
Altre
Totale proventi
2.912
120
238
166
21
46
28
69
36
6
34
38
17
18
112
61
40
3.962
589
9
598
4.560
Primo semestre
2007
Variazione
3.185
475
339
294
186
84
69
64
60
62
55
49
32
27
9
5
1
22
5.018
273
355
101
294
20
84
48
18
32
(7)
19
43
(2)
27
(29)
(12)
(17)
(112)
(61)
(18)
1.056
5.018
(589)
(9)
(598)
458
(milioni di euro)
Esercizio
2006
678
10
108
5
89
890
2006
Svalutazioni
Syndial SpA
Ieoc SpA
Tigaz zrt
Altre minori
Altre perdite
Oneri per cessione Snamprogetti SpA
Totale oneri
65
Primo semestre
2007
Variazione
174
53
108
4
2
109
53
(108)
(2)
65
242
229
(65)
(13)
Imposte sul reddito
(milioni di euro)
Esercizio
2006
2006
Primo semestre
2007
Variazione
Imposte correnti
(963) - Ires
(484)
(338)
(218) - Irap
(109)
(100)
9
(1.181) Totale
(593)
(438)
155
(169)
(71)
98
(15)
22
37
49
Imposte differite
(32) Imposte anticipate
17
(1.164)
Totale
146
(184)
(49)
135
(777)
(487)
290
165
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Le imposte sul reddito di 487 milioni di euro diminuiscono di 290 milioni di euro rispetto al 30 giugno 2006 principalmente a
seguito: (i) del minor risultato operativo (8 milioni di euro); (ii) del minor risultato della gestione finanziaria netta (211 milioni di
euro); (iii) della rideterminazione, in occasione del rinnovo dell’opzione per il consolidato fiscale nazionale, delle differenze tra
valori civilistici e valori fiscali delle attività e delle passività della società Syndial SpA inclusa nel consolidato fiscale (46 milioni di
euro); (iv) della differenza tra la stima delle imposte relative agli esercizi 2005 e 2006 e quelle determinate in base alle relative
dichiarazioni dei redditi (23 milioni di euro); (v) delle minori plusvalenze imponibili derivanti dalla cessione di partecipazioni (18
milioni di euro); (vi) della perdita della Ieoc SpA inclusa nel consolidato fiscale nazionale (17 milioni di euro) e di altri fenomeni di
minore importo.
Tali effetti sono parzialmente compensati: (i) dai maggiori dividendi imponibili (12 milioni di euro); (ii) dal maggior onere per
sanzioni non deducibili (19 milioni di euro); (iii) dalla minor perdita della Syndial SpA inclusa nel consolidato fiscale nazionale
(4 milioni di euro).
Lo stanziamento di imposte differite per 71 milioni di euro si riferisce essenzialmente: (i) alle imposte stanziate in relazione al maggior valore del magazzino determinato ai fini civilistici sulla base del costo medio ponderato rispetto a quello che lo stesso assume
ai fini fiscali determinato con il metodo LIFO (56 milioni di euro); (ii) alle imposte stanziate con riferimento alla quota parte dei dividendi imponibili ma non ancora incassati (45 milioni di euro); (iii) alle imposte stanziate in relazione agli ammortamenti dedotti
ai soli fini fiscali in sede di dichiarazione dei redditi, al netto dei rigiri dell’esercizio (15 milioni di euro) e da altri fenomeni di minore importo.
Tali effetti sono parzialmente compensati: (i) dal rigiro di imposte differite in relazione all’imputazione a conto economico di oneri
capitalizzati sulle immobilizzazioni materiali e non riconosciuti ai fini fiscali (25 milioni di euro); (ii) dall’effetto dello storno
delle imposte differite stanziate nell’esercizio 2006 rispetto a quelle determinate con la relativa dichiarazione dei redditi (15
milioni di euro); (iii) dal rigiro di imposte differite stanziate in relazione a plusvalenze e contributi a tassazione differita (6 milioni di euro).
Lo stanziamento di imposte anticipate di 22 milioni di euro è essenzialmente relativo: (i) alla rilevazione di imposte anticipate sulle
differenze tra valori civilistici e valori fiscali delle attività e delle passività della società Syndial SpA inclusa nel consolidato fiscale
nazionale, così come rideterminate in occasione del rinnovo dell’opzione per il consolidato fiscale (46 milioni di euro); (ii) agli
accantonamenti netti ai fondi rischi (19 milioni di euro) e da altri fenomeni di minore importo.
Tali effetti sono parzialmente assorbiti: (i) dal rigiro di imposte anticipate relative all’utilizzo di fondi di svalutazione tassati effettuati dalla Syndial SpA inclusa nel consolidato fiscale nazionale (16 milioni di euro); (ii) dal rigiro di imposte connesso alla circostanza che per effetto del Decreto Legge 209/2002, nel 2002 e nel 2003 la deducibilità delle svalutazioni di partecipazioni era differita per quote costanti in cinque esercizi. La quota di competenza del semestre ammonta a 96 milioni di euro con un effetto d’imposta di 32 milioni di euro.
La differenza tra il tax rate effettivo (8,03%) e teorico (34,60%), pari al 26,57%, è dovuta essenzialmente: (i) alla quota non imponibile dei dividendi incassati nell’esercizio (con un effetto sul tax rate del 26,30 %); (ii) alla perdita della Syndial SpA e della Ieoc SpA
incluse nel consolidato fiscale nazionale (con un effetto sul tax rate del 1,07%); (iii) al riallineamento dei valori civili e fiscali delle
attività e passività della Syndial SpA, così come rideterminati in occasione del rinnovo dell’opzione per il consolidato fiscale nazionale (con un effetto sul tax rate dello 0,76%) parzialmente compensate; (iv) dalla svalutazione di partecipazioni non deducibili (con un
effetto dell’1,24%) e da altri fenomeni di minor rilievo.
166
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Stato patrimoniale riclassificato
(milioni di euro)
Proforma
31.12.2006
30.06.2007
Variazione
Capitale immobilizzato
Immobili, impianti e macchinari
5.507
5.421
(86)
Rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo
1.701
1.828
127
Attività immateriali
Partecipazioni
Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa
Debiti netti relativi all’attività di investimento
948
959
11
20.897
20.904
7
6.662
7.010
348
(313)
35.402
Capitale di esercizio netto
Fondo per benefici ai dipendenti
(128)
(310)
(279)
34
35.843
441
1.123
1.251
(269)
41
Capitale investito netto
34.964
36.697
1.733
Patrimonio netto
26.935
30.406
3.471
7.441
6.291
(1.150)
34.964
36.697
1.733
Avanzo di fusione (a)
Indebitamento finanziario netto
Coperture
588
(a) Differenza tra valore di carico della partecipazione in Enifin SpA (253 milioni di euro), Eni Portugal Investment SpA (716 milioni di euro) e il patrimonio netto al 31 dicembre 2006
rispettivamente di Enifin SpA (397 milioni di euro) e di Eni Portugal Investment SpA (1.160 milioni di euro).
Immobili, impianti e macchinari e attività immateriali
L’analisi della variazione degli immobili, impianti e macchinari (5.421 milioni di euro) e delle attività immateriali (959 milioni di
euro) è la seguente:
(milioni di euro)
Saldo al 31 dicembre 2006
Investimenti
Ammortamenti e svalutazioni
Altre variazioni
Saldo al 30 giugno 2007
Immobili, impianti
e macchinari
Attività
immateriali
Totale
5.507
948
6.455
422
79
501
(327)
(72)
(399)
(181)
5.421
4
(177)
959
6.380
Le altre variazioni degli immobili, impianti e macchinari (181 milioni di euro) riguardano essenzialmente la variazione in diminuzione della stima dei costi per abbandono e ripristino siti.
167
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Partecipazioni
Le partecipazioni (20.904 milioni di euro) aumentano di 7 milioni di euro per effetto delle variazioni indicate nella tabella seguente:
(milioni di euro)
Partecipazioni al 31 dicembre 2006
Incrementi per:
Interventi sul capitale
Eni Petroleum Co Inc
Ieoc SpA
Eni Timor Leste SpA
Eni East Africa SpA
Servizi Aerei SpA
20.897
333
137
29
15
9
523
Acquisizioni
Polimeri Europa SpA
Napoletana Gas Clienti SpA
75
72
147
Decrementi per:
Svalutazioni e perdite
Syndial SpA
Ieoc SpA
Altre
(174)
(53)
(2)
(229)
Altri decrementi
Eni Investment Plc (rimborso riserve)
Partecipazioni al 30 giugno 2007
168
(434)
(434)
20.904
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Le partecipazioni al 30 giugno 2007 sono analizzate nella tabella seguente:
(milioni di euro)
Valore netto
Eni International BV
Eni Investments Plc
Italgas SpA
Snam Rete Gas SpA
Polimeri Europa SpA
Stoccaggi Gas Italia SpA
EniPower SpA
Eni Petroleum Co Inc
Galp Energia SA
Unión Fenosa Gas SA
Syndial SpA
LNG Shipping SpA
Sofid SpA
Eni Hellas SpA
Saipem SpA
Raffineria di Milazzo SCpA
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA
Raffineria di Gela SpA
Ieoc SpA
Tigaz zrt
Eni Insurance Ltd
Inversora de Gas Cuyana SA
Praoil Oleodotti Italiani SpA
Napoletana Gas Clienti SpA
Distribuidora de Gas del Centro SA
Trans Tunisian Pipeline Co Ltd
Ecofuel SpA
Eni International Bank Ltd
Società Oleodotti Meridionali SpA
Servizi Aerei SpA
Società Petrolifera Italiana SpA
Toscana Energia Clienti SpA
Eni Timor Leste SpA
Transmediterranean Pipeline Co Ltd
Altre (inferiori a 20 milioni di euro)
4.874
3.492
2.135
1.991
1.468
1.136
955
982
780
442
198
285
241
198
182
170
133
123
99
116
100
75
74
72
60
51
48
43
42
36
36
34
29
25
179
20.904
169
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Capitale di esercizio netto
Il capitale di esercizio netto è analizzato nella tabella seguente:
(milioni di euro)
31.12.2006
30.06.2007
Rimanenze
1.896
1.727
(169)
Crediti commerciali
7.853
6.409
(1.444)
Debiti commerciali
(5.924)
(5.105)
(114)
(762)
(3.221)
(2.938)
(618)
1.792
2.410
(128)
(1.123)
1.251
Crediti/Debiti tributari e Fondo imposte netto
Fondi per rischi e oneri
Altre attività (passività) nette di esercizio
Variazione
819
(648)
283
I crediti commerciali (6.409 milioni di euro) diminuiscono di 1.444 milioni di euro per effetto essenzialmente della stagionalità
delle vendite di gas e prodotti petroliferi.
Le rimanenze di 1.727 milioni di euro diminuiscono di 169 milioni di euro, a seguito essenzialmente della riduzione di 0,9 miliardi di
metri cubi di gas a magazzino, in parte compensato dall’incremento delle scorte di greggi e prodotti petroliferi a seguito dell’aumento del costo medio ponderato.
I debiti commerciali di 5.105 milioni di euro diminuiscono di 819 milioni di euro a seguito essenzialmente della stagionalità degli
acquisti del gas e dei greggi e prodotti petroliferi.
I fondi per rischi e oneri (2.938 milioni di euro) riguardano essenzialmente: (i) il fondo smantellamento e ripristino siti (1.275 milioni di euro); (ii) il fondo rischi e oneri ambientali (449 milioni di euro); (iii) il fondo per gli oneri derivanti dalla sanzione amministrativa comminata dall’Autorità garante della concorrenza e del mercato il 15 febbraio 2006 (290 milioni di euro); (iv) il fondo per probabili oneri su approvvigionamenti merci (158 milioni di euro); (v) il fondo costituito a fronte della valutazione degli sconti su tariffe di trasporto che, sulla base delle disposizioni della delibera 120/2001 dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas, sono da riconoscere a clienti che hanno versato contributi di allacciamento (126 milioni di euro); (vi) il fondo dismissioni e ristrutturazioni (116
milioni di euro); la diminuzione dei fondi per rischi e oneri di 283 milioni di euro riguarda essenzialmente l’utilizzo, in parte a fronte
oneri e in parte per esuberanza, del fondo rischi costituito a fronte della delibera 248/2004 e successive dell’Autorità per l’energia
elettrica e il gas (137 milioni di euro) e l’utilizzo a fronte oneri del fondo rischi costituito a fronte della sanzione antitrust comminata dall’Autorità garante della concorrenza e del mercato in relazione all’istruttoria sui rifornimenti di jet fuel (118 milioni di euro).
Le altre attività nette di esercizio (1.792 milioni di euro) aumentano di 2.410 milioni di euro per effetto essenzialmente dei crediti a fronte del dividendo deliberato da Eni International BV (Eni 100%) ancora da distribuire per 2.851 milioni di euro, parzialmente assorbite dal fair value negativo dei contratti derivati “cash flow hedge” (635 milioni di euro) per la cui illustrazione si rinvia al
commento alla voce “Proventi (oneri) finanziari netti”.
Patrimonio netto
(milioni di euro)
Patrimonio netto al 31 dicembre 2006
Incremento per:
- utile primo semestre 2007
- avanzo di fusione Eni Portugal Investment SpA
- avanzo di fusione Enifin SpA
- azioni proprie cedute/assegnate a fronte dei piani di incentivazione dei dirigenti
- costo di competenza delle stock option - stock grant assegnate
Decremento per:
- dividendo 2007 a valere sull’utile di esercizio 2006
- acquisto azioni proprie
Patrimonio netto al 30 giugno 2007
170
26.935
5.574
444
144
24
8
(2.384)
(339)
30.406
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Effetto sul patrimonio netto Eni dell’incorporazione di Enifin SpA e di Eni Portugal Investment SpA e attribuzione dell’avanzo
di fusione
Il patrimonio netto di Eni SpA registra un aumento di 588 milioni di euro a seguito dell’annullamento delle azioni Enifin SpA e Eni
Portugal Investment SpA a fronte del patrimonio netto delle società incorporate come segue:
Enifin
397
253
144
(milioni di euro)
Patrimonio netto
Valore di libro delle azioni
Avanzo di fusione
EPI
1.160
716
444
L’avanzo di fusione è stato utilizzato per ricostituire, ai sensi dell’art. 172 comma 5 del D.P.R. 917/1986, le riserve in sospensione
di imposta risultanti dal bilancio 2006 delle società incorporate; residua un avanzo, imputato alla “Riserva da avanzo di fusione”,
di 587 milioni di euro, come segue:
(milioni di euro)
- Riserva da rivalutazione Legge n. 576/1975
- Riserva art. 13 D.Lgs. n. 124/1993
- Riserva da avanzo di fusione
1
..
587
Indebitamento finanziario netto
L’indebitamento finanziario netto al 30 giugno 2007 (6.291 milioni di euro) è analizzato nella tabella seguente:
(milioni di euro)
Debiti finanziari e obbligazioni
Disponibilità liquide
Titoli non strumentali all’attività operativa
Crediti finanziari non strumentali all’attività operativa
31.12.2006
30.06.2007
11.965
12.529
(174)
Variazione
564
(1.161)
(235)
(3)
(4.115)
(5.074)
7.441
6.291
(987)
232
(959)
(1.150)
Il miglioramento della posizione finanziaria netta di 1.150 milioni di euro è dovuto essenzialmente al flusso di cassa netto da attività di esercizio (4.341 milioni di euro), dagli incassi dei dividendi (2.164 milioni di euro), in parte assorbiti: (i) dal pagamento del
dividendo residuo dell’esercizio 2006 di 0,65 euro per azione (2.384 milioni di euro); (ii) dal pagamento delle imposte sul reddito
(796 milioni di euro); (iii) dagli investimenti in partecipazioni (673 milioni di euro) e in immobilizzazioni materiali e immateriali
(501 milioni di euro); (iv) dai crediti finanziari non strumentali all’attività operativa (959 milioni di euro).
171
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Rendiconto finanziario
(milioni di euro)
Utile dell’esercizio
Proforma
I semestre 2006
I semestre
2007
5.474
5.574
772
405
a rettifica:
- ammortamenti e altri componenti non monetarie
- plusvalenze nette su cessioni di attività
(605)
(2)
(3.230)
(4.586)
Flusso di cassa del risultato operativo prima della variazione del capitale di esercizio
2.411
1.391
Variazione del capitale di esercizio relativo alla gestione
1.099
1.561
Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati
1.427
1.389
Flusso di cassa netto da attività di esercizio
4.937
4.341
- dividendi, interessi, imposte e altre variazioni
Investimenti tecnici
(391)
(501)
Investimenti in partecipazioni e titoli
(217)
(673)
Investimenti finanziari strumentali all’attività operativa
Dismissioni
Disinvestimenti finanziari strumentali all’attività operativa
Altre variazioni relative all’attività di investimento
Free cash flow
Investimenti e disinvestimenti relativi all’attività di finanziamento
Variazione debiti finanziari a breve e lungo
Variazione dei crediti finanziari non strumentali
Flusso di cassa del capitale proprio
(959)
705
671
521
275
(325)
5.230
(32)
3.122
(1.192)
95
564
208
(3.360)
(2.699)
Differenze cambio sulle disponibilità e altre variazioni
FLUSSO DI CASSA NETTO DEL PERIODO
Free cash flow
Flusso di cassa del capitale proprio
981
987
5.230
3.122
(3.360)
(2.699)
Variazioni dei titoli e crediti finanziari strumentali all’attività operativa
VARIAZIONE INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO
172
727
1.870
1.150
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Altre informazioni
Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio
In data 5 luglio 2007, Eni in qualità di unico azionista di Eni International BV ha deliberato di aumentare il capitale sociale della
società di 2,7 miliardi di dollari a titolo di sovrapprezzo azionario. Eni ha provveduto al versamento dei 2,7 miliardi di dollari in
data 12 luglio 2007. Altri fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio sono indicati al paragrafo “Informazioni sulla
gestione – altre informazioni” della Relazione semestrale consolidata.
Evoluzione prevedibile della gestione
Divisione Exploration & Production
Nel 2007 sono previsti investimenti tecnici di circa 500 milioni di euro.
L’attività esplorativa sarà concentrata prevalentemente sui temi a gas nelle aree padano-appenniniche, nell’onshore siciliano e nell’offshore adriatico e sui temi a olio in prossimità ad aree in produzione nella Pianura Padana e in Sicilia.
L’attività di sviluppo sarà volta all’ottimizzazione del recupero del potenziale minerario residuo di aree in produzione in particolare attraverso la realizzazione di un sea-line addizionale per la gestione ottimale dei campi collegati alla centrale di Fano, interventi di sidetrack/infilling dei giacimenti situati nell’offshore adriatico, alla valorizzazione di nuove riserve e alla prosecuzione della
realizzazione del progetto di sviluppo della Val d’Agri. Gli sviluppi con tema a olio riguarderanno il progetto Miglianico con avvio
della produzione atteso nel 2008. Per i temi a gas, è prevista l’ultimazione dello sviluppo dei giacimenti Tea/Arnica/Lavanda e dell’area sud-est del campo di Candela entrambi con avvio della produzione atteso nel 2007 e l’inizio del progetto Annamaria con
avvio della produzione atteso nel 2009.
La produzione di idrocarburi nel 2007 è attesa in flessione di circa l’8% a seguito del declino produttivo di giacimenti maturi di
gas, di ritardi autorizzativi sulle programmate attività di contrasto del declino produttivo (allacciamento pozzi/sidetrack/infilling)
e della rideterminazione delle quote di partecipazione nella concessione Val d’Agri.
Divisione Gas & Power
L’impegno per la crescita sul mercato europeo del gas è articolato su più azioni: (i) crescita della posizione sui mercati attrattivi e
in rapido sviluppo come la Penisola Iberica, la Germania e la Francia, facendo leva sull’ampia disponibilità di gas sia di produzione
sia approvvigionato sulla base di contratti di lungo termine, nonché sulla flessibilità operativa assicurata da un’estesa e ramificata rete di gasdotti e dalla disponibilità di capacità di stoccaggio; (ii) sviluppo delle attività di vendita di GNL collegate alla valorizzazione del gas equity; (iii) sviluppo dei servizi di logistica a supporto delle vendite.
Per cogliere i risultati attesi nel mercato italiano, proseguirà l’impegno nell’attuazione di una strategia commerciale focalizzata
sul cliente. A tale scopo, le politiche commerciali sono finalizzate a migliorare la qualità dell’offerta in termini di incremento delle
opzioni a disposizione del cliente, facendo leva in particolare sullo sviluppo dell’offerta integrata gas-elettrico. Inoltre, il pieno ed
efficace utilizzo delle piattaforme informatiche di supporto alla forza vendita e dei diversi strumenti di colloquio interattivo con
i clienti consentirà di rafforzare il rapporto con il mercato, di migliorare il grado di conoscenza e di far meglio apprezzare i servizi
innovativi di tipo energetico e informatico. Al fine di ottenere un vantaggio competitivo nel mercato finale, la Divisione perseguirà
l’ottimizzazione delle attività commerciali e il continuo incremento dell’efficienza.
Nel 2007 le vendite di gas in Europa (inclusi i volumi venduti a società controllate per autoconsumo) sono previste in linea rispetto ai risultati 2006 (69,08 miliardi di metri cubi nel 2006), pur in presenza di un inverno mite nella prima parte del 2007 e assumendo condizioni climatiche normali per la restante parte dell’anno, per effetto della crescita attesa in termini di quota di mercato e di volumi nelle aree di consumo target del resto d’Europa, in particolare in Spagna, Francia e Germania/Austria, assorbita
dalle minori forniture a importatori in Italia. Le vendite in Italia sono previste in linea con il 2006 per effetto del recupero atteso
nella seconda metà dell’anno in particolare nel segmento residenziale in relazione alle azioni commerciali intraprese.
Le vendite di energia elettrica previste in aumento di circa il 4% rispetto al 2006 (31,03 TWh nel 2006) per effetto dello sviluppo
dell’attività di commercializzazione e delle maggiori disponibilità di energia elettrica.
173
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Divisione Refining & Marketing
Nel 2007 sono previsti investimenti tecnici di circa 1 miliardo di euro riguardanti essenzialmente: (i) l’attività di raffinazione e logistica, in particolare i progetti di realizzazione di nuove unità di conversione presso le raffinerie di Sannazzaro e di Taranto, nonché
il progetto di realizzazione di due nuovi oleodotti per collegare la raffineria di Taranto con un nuovo deposito in Campania e con
l’impianto petrolchimico della Polimeri Europa di Brindisi; (ii) il potenziamento e la ristrutturazione della rete di distribuzione di
carburanti, in particolare interventi su stazioni di servizio autostradali e sui serbatoi; (iii) il rispetto degli obblighi di legge in materia di salute, sicurezza e ambiente.
Le lavorazioni in conto proprio sono previste sostanzialmente stabili al 2006 (33,35 milioni di tonnellate nel 2006). Le maggiori
lavorazioni programmate sulle raffinerie di Livorno, Gela e Sannazzaro compenseranno l’effetto della cessazione del contratto di
lavorazione sulla raffineria di terzi di Priolo.
Le vendite di prodotti petroliferi sulla rete sono previste stabili rispetto al 2006 (8,66 milioni di tonnellate nel 2006) in relazione
alle azioni commerciali programmate nonostante il calo dei consumi nazionali.
174
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Acconto sul dividendo dell’esercizio 2007
Il Consiglio di Amministrazione ha confermato anche per l’esercizio 2007 la distribuzione di un dividendo su base semestrale.
L’art. 2433-bis del codice civile, in presenza di determinate condizioni, consente la distribuzione di acconti sui dividendi. Eni SpA
soddisfa le condizioni previste dalla normativa; infatti:
- il bilancio è assoggettato per legge al controllo da parte di società di revisione iscritta all’albo speciale;
- la distribuzione agli azionisti di acconti sui dividendi è prevista dall’art. 29, comma 3, dello statuto;
- nel bilancio di esercizio 2006 non risultano perdite relative all’esercizio o a esercizi precedenti;
- la società di revisione ha rilasciato in data 3 maggio 2007 un giudizio positivo sul bilancio 2006 approvato dall’Assemblea in data
24 maggio 2007.
Il citato articolo del codice civile dispone che “l’ammontare degli acconti sui dividendi non può superare la minor somma tra l’importo degli utili conseguiti dalla chiusura dell’esercizio precedente, diminuito delle quote che dovranno essere destinate a riserva per obbligo legale o statutario, e quello delle riserve disponibili”. Dalla situazione contabile di Eni SpA al 30 giugno 2007, che
corrisponde al “prospetto contabile” previsto dall’art. 2433-bis, comma 5, del codice civile, presa a base per la distribuzione dell’acconto sui dividendi, i suindicati parametri sono i seguenti:
- utile netto conseguito nel periodo 1° gennaio - 30 giugno 2007: 5.5744 milioni di euro;
- ammontare delle riserve disponibili: 18.292 milioni di euro, come segue:
(milioni di euro)
Riserve di utili
Riserva disponibile
7.113
Riserva da avanzo di fusione
591
Riserva da contributi in conto capitale art. 88 D.P.R. n. 917/1986
409
Riserva art. 14 Legge 342/2000
74
Riserva plusvalenze da realizzo titoli azionari Legge 169/1983
19
Riserva art. 13 D.Lgs. n. 124/1993
1
8.207
Riserva di capitale
Riserve di rivalutazione Legge n. 342/2000
9.839
Riserve di rivalutazione Legge n. 448/2001
43
Riserve di rivalutazione Legge n. 413/1991
39
Riserve di rivalutazione Legge n. 72/1983
3
Riserve di rivalutazione Legge n. 408/1990
2
Riserve di rivalutazione Legge n. 576/1975
1
Riserva conferimenti Leggi n. 730/1983, 749/1985, 41/1986
62
Riserva adeguamento patrimonio netto Legge n. 292/1993
96
10.085
18.292
Essendo le riserve disponibili superiori all’utile distribuibile, l’utile del periodo 1° gennaio - 30 giugno 2007 di 5.573.573 migliaia
di euro può essere distribuito agli azionisti a titolo di acconto sul dividendo 2007.
Il Consiglio di Amministrazione delibera di distribuire un acconto sui dividendi relativo all’esercizio 2007 di 0,60 euro per azione
alle azioni che risulteranno in circolazione alla data di stacco cedola (22 ottobre 2007), escluse le azioni proprie in portafoglio a
quella data, con messa in pagamento a partire dal 25 ottobre 2007.
La società di revisione ha rilasciato il parere previsto dall’art. 2433-bis, comma 5, del codice civile.
(4) Nessun accantonamento è dovuto alla riserva legale che ha già raggiunto il limite legale.
175
ATTESTAZIONE A NORMA DELLE DISPOSIZIONI DELL’ART. 154-BIS COMMA 5 DEL D. LGS. 58/1998 (TESTO UNICO DELLA FINANZA),
REDATTA IN BASE AL REGOLAMENTO EMITTENTI CONSOB (allegato 3D)
1. I sottoscritti Paolo Scaroni e Marco Mangiagalli in qualità, rispettivamente, di Amministratore Delegato e di Dirigente preposto alla
redazione dei documenti contabili societari di Eni SpA, attestano tenuto anche conto di quanto previsto dall’art. 154-bis, commi 3 e
4, del Decreto Legislativo 24 febbraio 1998, n. 58:
• l’adeguatezza in relazione alle caratteristiche dell’impresa e
• l’effettiva applicazione delle procedure amministrative e contabili per la formazione della relazione semestrale consolidata al 30
giugno 2007, nel corso del primo semestre 2007.
2. Le procedure amministrative e contabili per la formazione della relazione semestrale consolidata al 30 giugno 2007 sono state definite e la valutazione della loro adeguatezza è stata effettuata sulla base delle norme e metodologie definite da Eni in coerenza con il
modello Internal Control – Integrated Framework emesso dal Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission che
rappresenta un framework di riferimento per il sistema di controllo interno generalmente accettato a livello internazionale.
3. Si attesta, inoltre, che la relazione semestrale consolidata al 30 giugno 2007:
a) corrisponde alle risultanze dei libri e delle scritture contabili;
b) redatta in conformità ai principi contabili internazionali emanati dall’International Accounting Standards Board e adottati dalla
Commissione Europea secondo la procedura di cui all’art. 6 del Regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del
Consiglio del 19 luglio 2002 e ai sensi dell’art. 9 del D.Lgs. 38/2005, a quanto consta, è idonea a fornire una rappresentazione veritiera e corretta della situazione patrimoniale, economica e finanziaria dell’emittente e dell’insieme delle imprese incluse nel consolidamento.
20 settembre 2007
/firma/ Paolo Scaroni
/firma/ Marco Mangiagalli
Paolo Scaroni
Amministratore Delegato
Marco Mangiagalli
Chief Financial Officer
176
177
178
179
180
Allegati
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 6 / A L L E G AT I A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA - I m p r e s e c o n t r o l l a t e
Allegati alle note del bilancio consolidato di Eni
al 30 giugno 2007
Imprese e partecipazioni rilevanti di Eni SpA al 30 giugno 2007
Imprese consolidate
Partecipazioni di imprese consolidate (b)
Valutate con il metodo del patrimonio netto
Valutate con il metodo del costo
Italia
Estero
Totale
53
202
255
16
7
23
48
17
65
64
24
88
4
4
4
271
4
347
Partecipazioni di imprese non consolidate
Possedute da imprese controllate
Possedute da imprese a controllo congiunto
Totale imprese
76
Altre
partecipazioni
rilevanti
Collegate
Controllate
In conformità a quanto disposto dagli artt. 38 e 39 del D.Lgs. 127/1991 e dall’art. 126 della deliberazione Consob n. 11971 del
14 maggio 1999 e successive modificazioni, sono forniti di seguito gli elenchi delle imprese controllate e collegate di Eni SpA al
30 giugno 2007, nonché delle partecipazioni rilevanti.
Le imprese sono suddivise per settore di attività e, nell’ambito, tra Italia ed estero e in ordine alfabetico. Per ogni impresa sono indicati: la
denominazione, la sede legale, 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.
In nota è riportata l’indicazione delle partecipazioni con azioni quotate in mercati regolamentati italiani o di altri paesi dell’Unione
Europea, la percentuale di voto spettante nell’assemblea ordinaria se diversa da quella di possesso. I codici delle valute indicati negli
elenchi sono conformi all’International Standard ISO 4217.
Al 30 giugno 2007 le imprese di Eni SpA sono così ripartite:
Italia
Estero
Totale
Italia
Estero
Totale
51
14
65
92
27
119
141
43
184
10
10
23
23
33
33
65
20
20
139
20
20
204
10
23
33
(b) Le partecipazioni in imprese controllate valutate con il metodo del patrimonio netto o con il metodo del costo riguardano essenzialmente imprese che non superano due dei seguenti
parametri:
- totale attivo o indebitamento finanziario lordo: 3,125 milioni di euro;
- totale ricavi: 6,250 milioni di euro;
- numero medio dei dipendenti: 50 unità.
Società controllate e collegate residenti in Stati o territori a regime fiscale privilegiato
Gli Stati o territori aventi un regime fiscale privilegiato sono individuati dal Decreto del Ministro dell’Economia e delle Finanze 21 novembre 2001 (Decreto) che elenca quelli il cui regime fiscale è considerato privilegiato: (i) in via generale e senza alcuna distinzione, all’art. 1;
(ii) con l’esclusione di individuate fattispecie, all’art. 2; (iii) limitatamente ad alcuni regimi particolari, all’art. 3.
Al 30 giugno 2007 Eni controlla 16 società residenti o con filiali (3) in Stati o territori a regime fiscale privilegiato elencati negli artt. 1 e
2 del Decreto, di cui 7 rivengono dalle acquisizioni della Lasmo Plc, della Bouygues Offshore SA e della Maurel et Prom. Di queste 16
società, 10 sono soggette a imposizione in Italia o perché incluse nella dichiarazione dei redditi di Eni SpA (9) o perché divenute fiscalmente residenti a seguito del trasferimento in Italia della sede dell’Amministrazione (1). Le restanti 6 società non sono soggette a imposizione in Italia, ma a livello locale, per l’esonero ottenuto dall’Agenzia delle Entrate in considerazione dell’effettiva attività esercitata. Eni
controlla inoltre 22 società residenti in Stati o territori elencati nell’art. 3 del Decreto, nessuna delle quali si avvale dei regimi ivi previsti.
Nessuna società controllata ha emesso strumenti finanziari e tutti i bilanci 2006 sono stati oggetto di revisione contabile da parte della
PricewaterhouseCoopers tranne i bilanci: (i) della Petromar Lda con sede in Angola, oggetto di revisione da parte della Auren e della
PricewaterhouseCoopers; (ii) della Saibos Fze con sede negli Emirati Arabi Uniti, oggetto di revisione da parte della Ernst & Young; (iii)
della Zetah Congo Ltd, entrata a far parte del Gruppo nel 2007 a seguito dell’acquisizione della Maurel et Prom.
Al 30 giugno 2007 Eni detiene inoltre, direttamente o indirettamente, partecipazioni non inferiori al 20 per cento agli utili in 6
società residenti o localizzate in Stati o territori a regime fiscale privilegiato elencati negli artt.1 e 2 del Decreto e in 9 società localizzate in Stati o territori elencati nell’art. 3 del Decreto, due delle quali si avvalgono dei regimi ivi previsti.
Nei successivi elenchi delle imprese controllate e collegate, le società residenti in Stati o territori di cui al Decreto sono contrassegnate da un richiamo alla nota a piè di pagina dove viene indicato il riferimento agli articoli del Decreto e il trattamento fiscale in Italia del reddito della società.
182
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A L L E G AT I A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA - I m p r e s e c o n t r o l l a t e
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
100,00
C.I.
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
% Possesso
Ministero dell’Economia 20,31
e delle Finanze
Cassa Depositi
e Prestiti SpA
9,99
Eni SpA
8,07
Altri Soci
61,63
% Consolidata
di pertinenza Eni
4.005.358.876
% Consolidata
di pertinenza Eni
EUR
Soci
Roma
Capitale
Sede
Eni SpA (#)
Valuta
Denominazione
IMPRESA CONSOLIDANTE
IMPRESE CONTROLLATE
Exploration & Production
Consorzio SET Sviluppo
Elettrico Trecate
(in liquidazione)
Eni Angola SpA
Eni East Africa SpA
Eni Medio Oriente SpA
Eni Mediterranea
Idrocarburi SpA
Eni Timor Leste SpA
Ieoc SpA
Società Oleodotti
Meridionali - SOM SpA
Società Petrolifera
Italiana SpA
Stoccaggi Gas Italia SpA - Stogit SpA
Sviluppo Tecnologie
Industriali SpA
Tecnomare - Società per
lo Sviluppo delle
Tecnologie Marine SpA
San Martino
Trecate
EUR
5.680.950
San Donato
Milanese
San Donato
Milanese
San Donato
Milanese
Gela
EUR
200.000
EUR
San Donato
Milanese
San Donato
Milanese
San Donato
Milanese
San Donato
Milanese
50,00
50,00
Co.
Eni SpA
100,00
P.N.
15.200.000
Eni SpA
100,00
EUR
824.000
Eni SpA
100,00
EUR
5.200.000
Eni SpA
100,00
100,00
C.I.
EUR
29.000.000
Eni SpA
100,00
100,00
C.I.
EUR
25.000.000
Eni SpA
100,00
100,00
C.I.
EUR
3.085.000
70,00
C.I.
EUR
37.980.800
70,00
30,00
99,96
0,04
99,96
C.I.
100,00
C.I.
San Donato
Milanese
Pisa
EUR
152.205.500
EUR
250.000
Venezia
EUR
2.064.000
Eni SpA
Soci Terzi
% Possesso
Soci
Capitale
Valuta
Sede
Denominazione
IN ITALIA
Eni SpA
Soci Terzi
Eni SpA
Soci Terzi
Eni SpA
Tecnomare SpA
Soci Terzi
Eni SpA
Snamprogetti SpA
Saipem SpA
Soci terzi
100,00
66,83
33,17
65,00
10,00
5,00
20,00
100,00
C.I.
P.N.
P.N.
71,53
(*) C.I. = consolidamento integrale, C.P. = consolidamento proporzionale, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo.
(#) Società con azioni quotate nei mercati regolamentati italiani o di altri Paesi dell'U.E.
183
C.I.
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A L L E G AT I A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA - I m p r e s e c o n t r o l l a t e
Agip Azerbaijan BV
Agip Caspian Sea BV
Agip Energy and Natural
Resources (Nigeria) Ltd
Agip Karachaganak BV
Agip Kazakhstan North
Caspian Operating Co NV
Agip Oil Ecuador BV (1)
Agip Oleoducto de Crudos
Pesados BV
Agip USA Inc
(in liquidazione)
AKD Petroleum Operating BV
Eni AEP Ltd
Eni Algeria Exploration BV
Eni Algeria Ltd Sàrl (10)
Eni Algeria Production BV
Eni Ambalat Ltd
Eni America Ltd
Eni Angola Exploration BV (2)
Eni Angola Production BV (2)
Eni ANS Ltd
(in liquidazione)
Eni AOG Ltd
(in liquidazione)
Eni Argentina Exploración
y Explotación SA
Eni Australia BV
Eni Australia Ltd
Eni BBH Ltd
(in liquidazione)
Eni BBI Ltd
Eni BB Ltd
(*)
(a)
(1)
(2)
(10)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Lagos
(Nigeria)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
L’Aia
(Paesi Bassi)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Wilmington
(USA)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Londra
(Regno Unito)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Luxembourg
(Lussemburgo)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Londra
(Regno Unito)
Wilmington
(USA)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Londra
(Regno Unito)
Londra
(Regno Unito)
Buenos Aires
(Argentina)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Londra
(Regno Unito)
Londra
(Regno Unito)
Londra
(Regno Unito)
Londra
(Regno Unito)
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
% Consolidata
di pertinenza Eni
EUR
20.000
Eni International BV
100,00
EUR
20.005
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
NGN
50.000
C.I.
20.005
95,00
5,00
100,00
100,00
EUR
Eni International BV
Eni Oil Holdings BV
Eni International BV
100,00
C.I.
EUR
52.500
Agip Caspian Sea BV
100,00
EUR
20.000
Eni International BV
100,00
EUR
20.000
Eni International BV
100,00
P.N.
USD
3.000.000
Eni International BV
100,00
P.N.
EUR
18.152
Agip Azerbaijan BV
100,00
GBP
73.471.000
Eni UK Ltd
100,00
100,00
C.I.
EUR
20.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
USD
12.000
Eni Oil Holdings BV
100,00
100,00
C.I.
EUR
20.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
GBP
1
Eni Indonesia Ltd
100,00
100,00
C.I.
USD
100.072.000
C.I.
20.000
0,07
99,93
100,00
100,00
EUR
Eni UHL Ltd
Soci Terzi
Eni International BV
100,00
C.I.
EUR
20.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
GBP
1.700.000
Eni UKCS Ltd
100,00
Co.
GBP
187.916.668
Eni Ventures Plc - (L)
100,00
Co.
ARS
487.249
20.000
95,00
5,00
100,00
P.N.
EUR
Eni International BV
Eni Oil Holdings BV
Eni International BV
100,00
C.I.
GBP
20.000.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
GBP
84.329.100
Eni BB Ltd
100,00
GBP
1.200.000
Eni UK Ltd
100,00
P.N.
GBP
1
Eni UK Ltd
100,00
P.N.
C.I. = consolidamento integrale, C.P. = consolidamento proporzionale, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo.
Quota di controllo:
Eni UHL Ltd
100,00
La società ha una filiale in Ecuador che non si avvale dei regimi fiscali privilegiati di cui all'art. 3 del Decreto Ministeriale 21 novembre 2001.
La società ha una filiale in Angola che non si avvale dei regimi fiscali privilegiati di cui all'art. 3 del Decreto Ministeriale 21 novembre 2001.
Inclusa nell’elenco di cui all’art. 3 del Decreto Ministeriale 21 novembre 2001: non si avvale di regimi fiscali privilegiati.
184
% Possesso
Soci
Capitale
Valuta
Sede
Denominazione
ALL’ESTERO
P.N.
Co.
100,00
(a)
C.I.
Eni Bulungan BV
Eni China BV
Eni Congo Holding BV
Eni Congo SA
Eni Croatia BV
Eni Dación BV
Eni Denmark BV
Eni Elgin/Franklin Ltd
Eni Energy Ltd
(in liquidazione)
Eni Energy Russia BV
Eni Forties Ltd
Eni Ganal Ltd
Eni Gas & Power LNG
Australia BV
Eni Grand Maghreb BV
Eni India Ltd
Eni Indonesia Ltd
Eni International Exploration Ltd
(in liquidazione)
Eni International Ltd
(in liquidazione)
Eni International NA NV (10)
Sàrl
Eni Investments Plc
Eni Iran BV
Eni Ireland BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Londra
(Regno Unito)
Londra
(Regno Unito)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Londra
(Regno Unito)
Londra
(Regno Unito)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Londra
(Regno Unito)
Londra
(Regno Unito)
Londra
(Regno Unito)
Londra
(Regno Unito)
Lussemburgo
(Lussemburgo)
Londra
(Regno Unito)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
100,00
C.I.
Eni International BV
100,00
Eni Indonesia Ltd
100,00
100,00
C.I.
20.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
EUR
20.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
EUR
29.832.777,120
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
USD
7.000.000
C.I.
20.000
99,99
(..)
(..)
100,00
100,00
EUR
Eni Congo Holding BV
Eni Int. NA NV Sàrl
Eni International BV
Eni International BV
100,00
C.I.
EUR
90.000
Eni Oil Holdings BV
100,00
100,00
C.I.
EUR
20.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
GBP
100
Eni UK Ltd
100,00
100,00
C.I.
GBP
21.250.000
Eni MHH Ltd (L)
100,00
100,00
C.I.
EUR
20.000
Eni International BV
100,00
P.N.
GBP
11.000
Eni UKCS Ltd
100,00
P.N.
GBP
2
Eni Indonesia Ltd
100,00
100,00
C.I.
EUR
10.000.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
EUR
90,450
Eni North Africa BV
100,00
100,00
C.I.
GBP
2.000.000
Eni UK Ltd
100,00
100,00
C.I.
GBP
100
Eni ULX Ltd
100,00
100,00
C.I.
GBP
2
Eni ULX Ltd
100,00
Co.
GBP
100.000
Eni Lasmo Plc
100,00
Co.
USD
25.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
GBP
750.050.000
C.I.
20.000
99,99
(..)
100,00
100,00
EUR
Eni SpA
Eni UK Ltd
Eni International BV
100,00
C.I.
EUR
20.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
USD
1.000
GBP
34.000.000
GBP
1
EUR
Soci
100,00
Capitale
Eni Petroleum Co Inc
Valuta
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
Eni Bukat Ltd
% Consolidata
di pertinenza Eni
Eni BTC Ltd
Wilmington
(USA)
Londra
(Regno Unito)
Londra
(Regno Unito)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Brazzaville
(Congo)
% Possesso
Eni BB Petroleum Inc
Sede
Denominazione
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A L L E G AT I A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA - I m p r e s e c o n t r o l l a t e
P.N.
(*) C.I. = consolidamento integrale, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo.
(10) Inclusa nell’elenco di cui all’art. 3 del Decreto Ministeriale 21 novembre 2001: non si avvale di regimi fiscali privilegiati.
185
Eni Lasmo Plc
Eni Liverpool Bay Ltd
Eni LNS Ltd
Eni Mali BV
Eni Management
International Services BV
Eni Marketing Inc
Eni MEP Ltd
(in liquidazione)
Eni MHH Ltd
(in liquidazione)
Eni Middle East BV
Eni Middle East Ltd
Eni MOG Ltd
(in liquidazione)
Eni Morocco BV
Eni Muara Bakau BV
Eni Neptune Ltd
(in liquidazione)
Eni Norge AS
Eni North Africa BV
Eni Oil Algeria Ltd
Eni Oil do Brasil SA
Eni Oil & Gas Inc
Eni Oil Holdings BV
Eni Overseas Holdings Ltd
(in liquidazione)
Eni Pakistan Ltd
(*)
250.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
EUR
20.000
Eni International BV
100,00
GBP
2
Eni Indonesia Ltd
100,00
100,00
C.I.
GBP
337.638.724,250
C.I.
2
99,99
(..)
100,00
100,00
GBP
Eni Investments Plc
Eni UK Ltd
Eni Lasmo Plc
GBP
80.400.000
Eni Lasmo Plc
100,00
100,00
C.I.
EUR
20.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
EUR
20.000
Eni Oil Holdings BV
100,00
USD
1.000
Eni Petroleum Co Inc
100,00
GBP
570.000
Eni Lasmo Plc
100,00
GBP
33.403.604,150
Eni MOG Ltd (L)
100,00
100,00
C.I.
EUR
20.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
GBP
5.000.002
Eni ULT Ltd
100,00
100,00
C.I.
GBP
220.711.147,500
C.I.
90.000
99,99
(..)
100,00
100,00
EUR
Eni Lasmo Plc
Eni LNS Ltd
Eni Oil Holdings BV
EUR
20.000
Eni International BV
100,00
100,00
GBP
566.903
NOK
278.000.000
Eni Lasmo Plc
Eni Pakistan Ltd
Eni International BV
99,99
(..)
100,00
100,00
C.I.
EUR
20.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
GBP
1.000
Eni Lasmo Plc
100,00
100,00
C.I.
BRL
980.035.000
C.I.
198.800
99,99
(..)
100,00
100,00
USD
Eni International BV
Soci Terzi
Eni America Ltd
100,00
C.I.
EUR
450.000
Eni ULX Ltd
100,00
100,00
C.I.
GBP
2
Eni Lasmo Plc
100,00
GBP
90.087
Eni ULX Ltd
100,00
C.I. = consolidamento integrale, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo.
186
Soci
GBP
Capitale
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
Eni Krueng Mane Ltd
% Consolidata
di pertinenza Eni
Eni JPDA 03-21 BV
Londra
(Regno Unito)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Londra
(Regno Unito)
Londra
(Regno Unito)
Londra
(Regno Unito)
Londra
(Regno Unito)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Wilmington
(USA)
Londra
(Regno Unito)
Londra
(Regno Unito)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Londra
(Regno Unito)
Londra
(Regno Unito)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Londra
(Regno Unito)
Forus, Stavanger
(Norvegia)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Londra
(Regno Unito)
Rio de Janeiro
(Brasile)
Wilmington
(USA)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Londra
(Regno Unito)
Londra
(Regno Unito)
% Possesso
Eni JPDA 03-13 Ltd
Valuta
Sede
Denominazione
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A L L E G AT I A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA - I m p r e s e c o n t r o l l a t e
P.N.
P.N.
P.N.
100,00
C.I.
Co.
P.N.
C.I.
Co.
Co.
100,00
C.I.
Eni Petroleum US Llc
Eni PetroRussia BV
Eni Popodi Ltd
Eni Rapak Ltd
Eni Resources Ltd
(in liquidazione)
Eni Securities Ltd
Eni South China Sea Ltd (10)
Sàrl
Eni TNS Ltd
Eni Trading BV
Eni Transportation Ltd
Eni Trinidad and Tobago
Exploration BV
Eni Trinidad and Tobago Ltd
Eni TTO Ltd
Eni Tunisia BEK BV
Eni Tunisia BV
Eni UFL Ltd
(in liquidazione)
Eni UHL Ltd
Eni UKCS Ltd
Eni UK Ltd
Eni ULT Ltd
Eni ULX Ltd
Eni USA Gas Marketing Llc
Eni USA Inc
100,00
C.I.
Eni Indonesia Ltd
100,00
100,00
C.I.
63,86
36,14
100,00
100,00
C.I.
1.000
Eni SpA
Eni International BV
Eni BB Petroleum Inc
100,00
C.I.
EUR
20.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
GBP
2
Eni Indonesia Ltd
100,00
100,00
C.I.
GBP
2
Eni Indonesia Ltd
100,00
100,00
C.I.
GBP
37.106.616
Eni Energy Ltd (L)
100,00
100,00
C.I.
GBP
187.002
Eni Lasmo Plc
100,00
100,00
C.I.
USD
12.000
Eni International BV
100,00
GBP
196.976.684,010
Eni UK Ltd
100,00
100,00
C.I.
EUR
3.720.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
GBP
5.001.000
Eni UK Ltd
100,00
100,00
C.I.
EUR
20.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
TTD
1.181.880
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
GBP
57.085.385
Eni Lasmo Plc
100,00
100,00
C.I.
EUR
90.000
Eni Oil Holdings BV
100,00
100,00
C.I.
EUR
20.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
GBP
2
Eni ULT Ltd
100,00
100,00
C.I.
GBP
40.100.000
Eni ULT Ltd
100,00
100,00
C.I.
GBP
17.000.100
Eni UK Ltd
100,00
100,00
C.I.
GBP
250.000.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
GBP
93.215.492,250
Eni Lasmo Plc
100,00
100,00
C.I.
GBP
200.010.000
Eni ULT Ltd
100,00
100,00
C.I.
USD
10.000
Eni Marketing Inc
100,00
100,00
C.I.
USD
1.000
Eni Oil & Gas Inc
100,00
100,00
C.I.
USD
12.000
GBP
2
USD
156.600.000
USD
Soci
100,00
Capitale
Eni Oil Holdings BV
Valuta
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
Eni Petroleum Co Inc
% Consolidata
di pertinenza Eni
Eni Papalang Ltd
Lussemburgo
(Lussemburgo)
Londra
(Regno Unito)
Wilmington
(USA)
Wilmington
(USA)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Londra
(Regno Unito)
Londra
(Regno Unito)
Londra
(Regno Unito)
Londra
(Regno Unito)
Lussemburgo
(Lussemburgo)
Aberdeen
(Regno Unito)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Londra
(Regno Unito)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Port of Spain
(Trinidad e Tobago)
Londra
(Regno Unito)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Londra
(Regno Unito)
Londra
(Regno Unito)
Londra
(Regno Unito)
Londra
(Regno Unito)
Londra
(Regno Unito)
Londra
(Regno Unito)
Wilmington
(USA)
Wilmington
(USA)
% Possesso
Eni Pakistan (M) Ltd Sàrl (10)
Sede
Denominazione
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A L L E G AT I A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA - I m p r e s e c o n t r o l l a t e
P.N.
(*) C.I. = consolidamento integrale, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo.
(10) Inclusa nell’elenco di cui all’art. 3 del Decreto Ministeriale 21 novembre 2001: non si avvale di regimi fiscali privilegiati.
187
Ieoc Exploration BV
Ieoc Production BV
Lasmo Grand Maghreb Ltd
Lasmo Oil Development
(Canada) Ltd
Lasmo Sanga Sanga Ltd (9)
Nigerian Agip Exploration Ltd
Nigerian Agip Oil Co Ltd
Nigerian Agip Trustees Ltd
Pennant Insurance Co Ltd (8)
Secab Niugini Ltd
Zetah Congo Ltd (8)
1.000
Eni Petroleum Co Inc
100,00
100,00
C.I.
EUR
20.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
GBP
278.050.000
DZD
1.000.000
Eni International BV
Eni Oil Holdings BV
Eni Algeria Ltd Sàrl
99,99
(..)
100,00
EUR
20.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
EUR
20.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
GBP
2
CAD
0,100
USD
12.000
NGN
5.000.000
NGN
1.800.000
NGN
1.250.000
USD
Soci
USD
Capitale
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
Eni Ventures Plc
(in liquidazione)
Eurl Eni Algerie
% Consolidata
di pertinenza Eni
Eni Venezuela BV
Wilmington
(USA)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Londra
(Regno Unito)
Algeri
(Algeria)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Londra
(Regno Unito)
Toronto
(Canada)
Hamilton
(Bermuda)
Lagos
(Nigeria)
Lagos
(Nigeria)
Lagos
(Nigeria)
Hamilton
(Bermuda)
Port Moresby
(Papua Nuova Guinea)
Nassau
(Bahamas)
% Possesso
Eni US Operating Co Inc
Valuta
Sede
Denominazione
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A L L E G AT I A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA - I m p r e s e c o n t r o l l a t e
Co.
P.N.
Eni Neptune Ltd (L)
50,00
Eni Grand Maghreb BV 50,00
Eni Lasmo Plc
100,00
Co.
P.N.
Eni Lasmo Plc
100,00
100,00
C.I.
99,99
0,01
99,89
0,11
99,00
1,00
100,00
100,00
C.I.
100,00
C.I.
1.000.000
Eni International BV
Eni Oil Holdings BV
Eni International BV
Eni Oil Holdings BV
NAOC Ltd
Nigerian Agip E. Ltd
Eni UHL Ltd
PGK
3.015.682
Eni International BV
100,00
P.N.
USD
300
66,67
33,33
Co.
Eni Congo SA
Soci Terzi
Co.
P.N.
(*) C.I. = consolidamento integrale, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo.
(8) Inclusa negli elenchi di cui agli artt. 1 e 2 del Decreto Ministeriale 21 novembre 2001: il reddito di competenza di Gruppo è soggetto a tassazione in Italia.
(9) Inclusa negli elenchi di cui agli artt. 1 e 2 del Decreto Ministeriale 21 novembre 2001: non soggetta a imposizione in Italia a seguito dell’accoglimento dell’istanza di interpello da parte
dell’Agenzia delle Entrate.
188
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A L L E G AT I A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA - I m p r e s e c o n t r o l l a t e
Gas & Power
Napoli
EUR
15.400.000
San Donato
Milanese
San Donato
Milanese
San Donato
Milanese
San Donato
Milanese
San Donato
Milanese
San Donato
Milanese
San Donato
Milanese
San Donato
Milanese
Torino
EUR
5.543.728
Eni SpA
EUR
149.000.000
EUR
144.000.000
EUR
EniPower Mantova SpA
EniPower SpA
EniPower Trasmissione SpA
GNL Italia SpA
LNG Shipping SpA
Napoletana Gas Clienti
SpA
Partecipazioni
Industriali SpA
Servizi Fondo Bombole
Metano SpA
Servizi Territori Aree
Penisole SpA
Siciliana Gas Clienti SpA
Siciliana Gas SpA
Snam Rete Gas SpA (#)
Società EniPower Ferrara Srl
Società Italiana per il
Gas SpA
Toscana Energia Clienti SpA
47,62
C.I.
99,69
C.I.
100,00
100,00
C.I.
Eni SpA
100,00
100,00
C.I.
86,50
13,50
100,00
86,50
C.I.
944.947.849
EniPower SpA
Soci Terzi
Eni SpA
100,00
C.I.
EUR
16.362.447,720
EniPower SpA
100,00
100,00
C.I.
EUR
17.300.000
Snam Rete Gas SpA
100,00
55,59
C.I.
EUR
240.900.000
Eni SpA
100,00
100,00
C.I.
EUR
5.000.000
Eni SpA
100,00
100,00
C.I.
EUR
65.850.000
Italgas SpA
100,00
100,00
C.I.
Roma
EUR
2.080.000
Eni SpA
100,00
Co.
Napoli
EUR
120.000
EUR
1.147.869,600
70,00
30,00
100,00
P.N.
San Donato
Milanese
Palermo
San Donato
Milanese
Napoletana Gas SpA
Soci Terzi
Eni SpA
EUR
EUR
45.678.330,300
1.956.287.600
Italgas SpA
Eni SpA
Snam Rete Gas SpA
Soci Terzi
EniPower SpA
Soci Terzi
Eni SpA
100,00
50,04
9,99
39,97
51,00
49,00
100,00
San Donato
Milanese
Torino
EUR
110.000.000
EUR
252.263.314
Pistoia
EUR
7.148.428,170
Eni SpA
Partec. Ind. SpA
Soci Terzi
35,20
10,20
2,55
2,55
49,50
99,69
0,31
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
Compagnia Napoletana di
Illuminazione e
Scaldamento col Gas SpA
Eni Gas & Power
Deutschland SpA
Eni Hellas SpA
Italgas SpA
Eni SpA
Saipem SpA
Snamprogetti SpA
Soci Terzi
Italgas SpA
Soci Terzi
% Consolidata
di pertinenza Eni
4.950.000
% Possesso
EUR
Soci
Napoli
Capitale
Sede
Acqua Campania SpA
Valuta
Denominazione
IN ITALIA
61,45
17,77
20,78
(a)
100,00
C.I.
100,00
55,59
C.I.
C.I.
51,00
C.I.
100,00
C.I.
79,22
C.I.
(*) C.I. = consolidamento integrale, C.P. = consolidamento proporzionale, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo.
(#) Società con azioni quotate nei mercati regolamentati italiani o di altri paesi dell’U.E.
(a) Quota di controllo:
Eni SpA
55,59
Soci Terzi
44,41
189
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A L L E G AT I A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA - I m p r e s e c o n t r o l l a t e
Adriaplin Podjetje za distribucijo
zemeljskega plina doo Ljubljana
Distribuidora de Gas Cuyana SA
Lubiana
(Slovenia)
Buenos Aires
(Argentina)
Eni España
Comercializadora de Gas SA
Eni Gas & Power GmbH
Madrid
(Spagna)
Francoforte sul Meno
(Germania)
Lugano
(Svizzera)
Eni Gas Transport
International SA (10)
(ex Eni Gas & Power CH SA)
Eni G&P France BV
Eni G&P Trading BV
Gas Brasiliano
Distribuidora SA
Gerecse Gázvezeték Építõ és
Vagyonkezelõ Részvénytársaság
GreenStream BV
Inversora de Gas Cuyana SA
Société de Service du
Gazoduc Transtunisien SA
- Sergaz SA
Société pour la
Construction du Gazoduc
Transtunisien SA - Scogat SA
Tigáz Gepa Kft
TIGÁZ-DSO Földgázelosztó kft
Tigáz Tiszántúli
Gázszolgáltató Zártkörûen
Mûködõ Részvénytársaság
Trans Tunisian Pipeline Co Ltd (3)
Turul Gázvezeték Építõ es
Vagyonkezelõ Részvénytársaság
(*)
(a)
ARS
202.351.288
EUR
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
% Consolidata
di pertinenza Eni
C.I.
45,60
C.I.
EUR
75.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
CHF
54.000.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
EUR
20.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
EUR
70.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
BRL
467.363.600
C.I.
609.600.000
EUR
200.000.000
75,00
C.I.
ARS
60.012.000
76,00
C.I.
TND
99.000
80,00
20,00
50,15
49,85
75,00
25,00
76,00
24,00
66,67
33,33
100,00
HUF
Eni International BV
Italgas SpA
Turul G. Rt
Soci Terzi
Eni North Africa BV
Soci Terzi
Eni SpA
Soci Terzi
Eni International BV
Soci Terzi
66,67
C.I.
Tunisi
(Tunisia)
TND
200.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
Hajdúszoboszló
(Ungheria)
Hajdúszoboszló
(Ungheria)
Hajdúszoboszló
(Ungheria)
HUF
52.780.000
Tigáz Zrt
100,00
HUF
50.000.000
Tigáz Zrt
100,00
HUF
17.000.000.000
EUR
1.098.000
Eni SpA
Tigáz Zrt
Sofid SpA
Soci Terzi
Eni SpA
50,00
0,16
(..)
49,84
100,00
HUF
404.000.000
Tigáz Zrt
Soci Terzi
58,42
41,58
St. Helier
(Channel Islands)
Tatabànya
(Ungheria)
3.105.000.000
% Possesso
51,00
49,00
51,00
6,84
42,16
100,00
51,00
1.700.000
Eni SpA
Soci Terzi
Inv. Gas Cuyana SA
Eni SpA
Soci Terzi
Eni International BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
San Paolo
(Brasile)
Tatabànya
(Ungheria)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Buenos Aires
(Argentina)
Tunisi
(Tunisia)
SIT
Soci
Capitale
Valuta
Sede
Denominazione
ALL’ESTERO
P.N.
P.N.
(a)
50,08
C.I.
50,08
C.I.
100,00
C.I.
P.N.
C.I. = consolidamento integrale, C.P. = consolidamento proporzionale, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo.
Quota di controllo:
Eni SpA
50,08
Sofid SpA
(..)
Soci Terzi
49,92
(3) Inclusa negli elenchi di cui agli artt. 1 e 2 del Decreto Ministeriale 21 novembre 2001: la società a seguito del trasferimento della sede dell’Amministrazione è soggetta a imposizione
in Italia.
(10) Inclusa nell’elenco di cui all’art. 3 del Decreto Ministeriale 21 novembre 2001: non si avvale di regimi fiscali privilegiati
190
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A L L E G AT I A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA - I m p r e s e c o n t r o l l a t e
Refining & Marketing
Pomezia
EUR
117.757
Consorzio Movimentazioni
Petrolifere nel Porto di Livorno
Stagno (Li)
EUR
1.000
Costiero Gas Livorno SpA
Livorno
EUR
26.000.000
Ecofuel SpA
Petrolig Srl
Milano
Genova
EUR
EUR
52.000.000
104.000
Petroven Srl
Genova
EUR
156.000
Praoil Oleodotti Italiani SpA
Genova
EUR
74.189.479
Raffineria di Gela SpA
SeaPad SpA
Gela
Genova
EUR
EUR
92.304.660
12.400.000
Londra
(Regno Unito)
Vienna
(Austria)
Vienna
(Austria)
Rotterdam
(Paesi Bassi)
Praga
(Repubblica Ceca)
Monaco di Baviera
(Germania)
Quito
(Ecuador)
Madrid
(Spagna)
Lione
(Francia)
Budapest
(Ungheria)
EUR
1.032.920
EUR
20.000.000
EUR
35.000
EUR
100,00
100,00
100,00
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
Consorzio Condeco Santapalomba
(in liquidazione)
% Consolidata
di pertinenza Eni
3.637.000
15.480.000
516.460
5.160
% Possesso
EUR
EUR
EUR
EUR
Soci
Roma
Roma
Milano
Cittaducale
Capitale
Sede
AgipFuel SpA
Agip Rete SpA
Big Bon Distribuzione SpA
Consorzio AgipGas Sabina
Valuta
Denominazione
IN ITALIA
Eni SpA
Eni SpA
AgipRete SpA
AgipRete SpA
Soci Terzi
Praoil SpA
AgipFuel SpA
Soci Terzi
Praoil SpA
Costiero Gas L.SpA
Soci Terzi
AgipRete SpA
Soci Terzi
Eni SpA
Praoil SpA
Soci Terzi
Praoil SpA
Soci Terzi
Eni SpA
100,00
100,00
100,00
70,00
30,00
51,00
41,66
7,34
49,90
11,00
39,10
65,00
35,00
100,00
70,00
30,00
68,00
32,00
100,00
C.I.
C.I.
C.I.
Co.
Eni SpA
Praoil SpA
Soci Terzi
100,00
80,00
20,00
Eni SpA
100,00
Eni International BV
Agip Deutsch. GmbH
Agip Austria GmbH
75,00
25,00
100,00
100,00
1.934.040
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
CZK
1.511.913.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
EUR
90.000.000
C.I.
103.142,080
100,00
C.I.
EUR
61.600.000
89,00
11,00
99,93
0,07
100,00
100,00
USD
Eni International BV
Eni Oil Holdings BV
Eni International BV
Esain SA
Eni International BV
100,00
C.I.
EUR
56.800.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
HUF
9.491.500.000
Eni International BV
Soci Terzi
99,40
0,60
99,40
C.I.
P.N.
Co.
65,00
C.I.
100,00
70,00
C.I.
C.I.
68,00
C.I.
100,00
C.I.
100,00
C.I.
Co.
ALL’ESTERO
Afi Hotels Ltd
(in liquidazione)
Agip Austria GmbH
Agip Austria
Tankstellenbetrieb GmbH
Agip Benelux BV
Agip Ceská Republika Sro
Agip Deutschland GmbH
Agip Ecuador SA (10)
Agip España SA
Agip France Sàrl
Agip Hungaria Zrt
P.N.
C.I.
P.N.
(*) C.I. = consolidamento integrale, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo.
(10) Inclusa nell’elenco di cui all’art. 3 del Decreto Ministeriale 21 novembre 2001: non si avvale di regimi fiscali privilegiati.
191
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
C.I.
99,40
C.I.
Agip España SA
100,00
100,00
C.I.
23.876.310
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
EUR
2.000.000
Agip Deutsch. GmbH
100,00
100,00
C.I.
SIT
909.560.400
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
SKK
470.000.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
CHF
102.500.000
C.I.
18.160
99,99
(..)
100,00
100,00
EUR
Eni International BV
Soci Terzi
Eni International BV
GBP
500
Eni International BV
100,00
USD
27.000.000
Eni International BV
100,00
USD
60.000
USD
30.000
Agip Ecuador SA
Soci Terzi
Agip Ecuador SA
87,00
13,00
100,00
GBP
44.005.000
Eni SpA
100,00
P.N.
RUB
246.760
Eni International BV
100,00
P.N.
USD
36.000
Agip Ecuador SA
100,00
P.N
Buenos Aires
(Argentina)
ARS
1.000.000
Agip Pannónia Kft
Budapest
(Ungheria)
Algès
(Portogallo)
Bucarest
(Romania)
Würzburg
(Germania)
Lubiana
(Slovenia)
Bratislava
(Slovacchia)
Losanna
(Svizzera)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Londra
(Regno Unito)
Wilmington
(USA)
Quito
(Ecuador)
Quito
(Ecuador)
Londra
(Regno Unito)
Mosca
(Russia)
Quito
(Ecuador)
HUF
980.000.000
EUR
2.754.480
RON
Agip Portugal
Combustiveis SA
Agip Romania Srl
Agip Schmiertechnik GmbH
Agip Slovenija doo
Agip Slovensko Spol Sro
Agip Suisse SA (10)
Agip Trading Services BV (4)
Agip Trading Services Ltd
American Agip Co Inc
Esacontrol SA (10)
Esain SA (10)
Hotel Assets Ltd
OOO “Nefto - Agip”
Tecnoesa SA (10)
% Possesso
100,00
Agip Lubricantes SA
Soci
96,99
3,00
(..)
100,00
Capitale
Eni International BV
Eni Oil Holdings BV
Soci Terzi
Agip Hungaria Zrt
Valuta
Sede
Denominazione
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A L L E G AT I A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA - I m p r e s e c o n t r o l l a t e
P.N.
P.N.
100,00
C.I.
P.N.
100,00
C.I.
(*) C.I. = consolidamento integrale, C.P. = consolidamento proporzionale, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo.
(4) La società ha una filiale a Singapore, Paese incluso negli elenchi di cui agli artt. 1 e 2 del Decreto Ministeriale 21 novembre 2001: non soggetta a imposizione in Italia a seguito
dell'accoglimento dell'istanza di interpello da parte dell'Agenzia delle Entrate.
(10) Inclusa nell'elenco di cui all'art. 3 del Decreto Ministeriale 21 novembre 2001: non si avvale di regimi fiscali privilegiati.
192
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A L L E G AT I A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA - I m p r e s e c o n t r o l l a t e
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
100,00
C.I.
EUR
1.553.400.000
Brindisi Servizi Generali Scarl
Brindisi
EUR
1.549.060
Ravenna Servizi
Industriali ScpA
Ravenna
EUR
6.000.000
Budapest
(Ungheria)
HUF
2.113.902.000
EUR
36.000
Polimeri Europa SpA
77,91
Polimeri Benelux SA
11,05
Polimeri Europa GmbH 11,04
Polimeri Europa UK Ltd 100,00
USD
78.370
Polimeri Europa SpA
EUR
10.000.000
CHF
100.000
EUR
13.011.904
EUR
Soci
Brindisi
Capitale
Polimeri Europa SpA
Valuta
Sede
100,00
Denominazione
% Possesso
Petrolchimica
Eni SpA
IN ITALIA
Polimeri Europa SpA
Syndial SpA
EniPower SpA
Soci Terzi
Polimeri Europa SpA
EniPower SpA
Ecofuel SpA
Soci Terzi
49,00
20,20
8,90
21,90
39,16
25,59
1,79
33,46
P.N.
P.N.
ALL’ESTERO
Dunastyr Polisztirolgyártó
Zártkoruen Mukodo
Részvénytársaság
Kelvin Terminals Koelveem BV
Al Terneuzen
(Paesi Bassi)
Polimeri Europa Americas Inc
New York
(USA)
Polimeri Europa Benelux SA
Waterloo
(Belgio)
Polimeri Europa Distribution SA (10) Manno
(in liquidazione)
(Svizzera)
Polimeri Europa Elastomères France SA Champagnier
(in liquidazione)
(Francia)
Polimeri Europa France SAS
Mardyck
(Francia)
Polimeri Europa GmbH (12)
Eschborn Bei
Francoforte sul Meno
(Germania)
Polimeri Europa Hellas SA
Atene
(Grecia)
Polimeri Europa Ibérica SA
Barcellona
(Spagna)
Polimeri Europa Kimya
Istanbul
Ürünleri Ticaret Ltd Sirketi
(Turchia)
Polimeri Europa Norden AS
Copenaghen
(Danimarca)
Polimeri Europa Polska
Varsavia
Sp. zo.o
(Polonia)
Polimeri Europa Portugal SA
Viana do Castelo
(Portogallo)
Polimeri Europa UK Ltd
Hythe
(Regno Unito)
100,00
P.N.
100,00
Polimeri Europa SpA
99,99
Pol.Europa Dist. SA - (L)
(..)
Polimeri Europa GmbH 100,00
C.I.
P.N.
100,00
C.I.
P.N.
126.115.582,900
Polimeri Europa SpA
Soci Terzi
Polimeri Europa SpA
99,99
(..)
100,00
P.N.
100,00
C.I.
EUR
100.000
Polimeri Europa SpA
100,00
100,00
C.I.
EUR
367.575
Polimeri Europa SpA
100,00
EUR
2.524.200
Polimeri Europa SpA
100,00
TRY
20.000
DKK
P.N.
100,00
C.I.
3.000.000
Polimeri Europa SpA
90,00
Polimeri Europa GmbH 10,00
Polimeri Europa SpA
100,00
P.N.
P.N.
PLN
1.000.000
Polimeri Europa SpA
100,00
P.N.
EUR
50.000
P.N
GBP
4.004.040
Polimeri Europa UK Ltd 99,56
Soci Terzi
0,44
Polimeri Europa SpA
100,00
100,00
(*) C.I. = consolidamento integrale, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo.
(10) Inclusa nell’elenco di cui all’art. 3 del Decreto Ministeriale 21 novembre 2001: non si avvale di regimi fiscali privilegiati.
(12) La società ha una filiale in Svizzera che non si avvale dei regimi fiscali privilegiati di cui all’art. 3 del Decreto Ministeriale 21 novembre 2001.
193
C.I.
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A L L E G AT I A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA - I m p r e s e c o n t r o l l a t e
EUR
20.658,280
Udine
EUR
10.329
San Giovanni
Teatino (Ch)
San Donato
Milanese
San Donato Milanese
EUR
10.329,140
EUR
9.020.216
EUR
309.600
Tortolì
San Donato Milanese
San Donato Milanese
San Donato Milanese
San Donato Milanese
Vibo Valentia
EUR
EUR
EUR
EUR
EUR
EUR
Rio de Janeiro
(Brasile)
Funchal
(Portogallo)
Pointe Noire
(Congo)
Londra
(Regno Unito)
Londra
(Regno Unito)
Francoforte sul Meno
(Germania)
Spergau
(Germania)
(a)
43,51
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
Milano
% Consolidata
di pertinenza Eni
441.410.900
% Possesso
EUR
Soci
San Donato Milanese
Capitale
Sede
Saipem SpA (#)
Valuta
Denominazione
Ingegneria & Costruzioni
Eni SpA
Saipem SpA
Soci terzi
42,91
1,34
55,75
C.I.
Snamprogetti SpA
Syndial SpA
Snamprogetti SpA
Soci Terzi
50,00
50,00
51,00
49,00
P.N.
Saipem SpA
Soci Terzi
Saipem SpA
51,00
49,00
100,00
Co.
43,51
C.I.
Snamprogetti SpA
100,00
43,51
C.I.
6.708.000
2.550.000
884.000
216.500.000
103.200.000
5.000.040
Saipem SpA
Saipem SpA
Saipem SpA
Saipem SpA
Saipem Projects SpA
Snamprogetti SpA
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
43,51
43,51
43,51
43,51
43,51
43,51
C.I.
C.I.
C.I.
C.I.
C.I.
C.I.
BRL
316.150.000
C.I.
5.000
99,00
1,00
100,00
43,51
EUR
Snamprogetti SpA
Samprog. Netherl. BV
Saipem SGPS SA
XAF
200.000.000
C.I.
5.000.000
43,51
C.I.
GBP
3.300.000
99,99
0,01
99,99
(..)
100,00
43,51
GBP
Saipem SA
Soci Terzi
Saipem SA
Entreprise N. M. SA
BOS Investment Ltd
43,51
C.I.
EUR
26.000
Camom SA
100,00
43,51
C.I.
EUR
25.564,590
Camom GmbH
100,00
Co.
EUR
25.564,590
Camom GmbH
100,00
Co.
Montigny le Bretonneux EUR
(Francia)
2.897.500
IN ITALIA
Consorzio Bonifica Aree e
Siti Inquinati
Consorzio Ras - Realizzazioni
Attraversamenti Sotterranei
(in liquidazione)
Consorzio Sapro
Energy Maintenance
Services SpA
Engineering & Management
Services SpA
Intermare Sarda SpA
Saipem Energy International SpA
Saipem FPSO SpA
Saipem Projects SpA
Snamprogetti SpA
Snamprogetti Sud SpA
P.N.
ALL’ESTERO
Andromeda Consultoria
Tecnica e Representações Ltda
Bannorsud - Comércio Serviços de
Consultoria e Investimentos Lda
BOSCONGO SA
BOS Investment Ltd
BOS - UIE Ltd
Camom Gesellschaft für
Instandhaltung und Montage mbH
Camom Industrie
Instandhaltung GmbH & Co Kg
(in liquidazione)
Camom Industrie Instandhaltung
Verwaltungs GmbH
(in liquidazione)
Camom SA
Spergau
(Germania)
Saipem SA
Soci Terzi
(*) C.I. = consolidamento integrale, C.P. = consolidamento proporzionale, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo.
(#) Società con azioni quotate nei mercati regolamentati italiani o di altri paesi dell’U.E.
(a) Quota Di Controllo:
Eni SpA
43,51
Soci Terzi
56,49
194
99,99
(..)
P.N.
43,51
C.I.
CENMC Canada Inc
(in liquidazione)
Delong Hersent - Estudos,
Construções Maritimas e
Participações, Unipessoal Lda
Entreprise Nouvelle
Marcellin SA
ER SAI Caspian Contractor Llc
ERS - Equipment Rental &
Services BV
European Marine
Contractors Ltd
European Marine
Investments Ltd
European Maritime
Commerce BV
Global Petroprojects (10)
Services AG
Hazira Cryogenic Engineering &
Construction Management
Private Ltd
Hazira Marine Engineering
& Construction Management
Private Ltd
Katran-K Llc
Moss Arctic Offshore AS
Moss Maritime AS
Moss Maritime Inc
Moss Offshore AS
Nigerian Services
& Supply Co Ltd
North Caspian Service Co
Petrex SA
Petromar Lda (10)
PT Saipem Indonesia
SAGIO Companhia Angolana
De Gestão De Instalação
Offshore Limitada (10)
Saibos Construções
Maritimas Lda
Montreal
(Canada)
Funchal
(Portogallo)
CAD
1
EUR
5.000
Marsiglia
(Francia)
Almaty
(Kazakhstan)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Londra
(Regno Unito)
Londra
(Regno Unito)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Zurigo
(Svizzera)
Malad, Mumbai
(India)
EUR
1.018.700
KZT
1.105.930.000
EUR
90.760
GBP
1.000.000
USD
20.000.000
EUR
18.000
CHF
5.000.000
INR
100.000
Malad, Mumbai
(India)
INR
100.000
Krasnodar
(Russia)
Lysaker
(Norvegia)
Lysaker
(Norvegia)
Houston
(USA)
Lysaker
(Norvegia)
Victoria Island - Lagos
(Nigeria)
Almaty
(Kazakhstan)
Iquitos
(Perù)
Luanda
(Angola)
Jakarta
(Indonesia)
Luanda
(Angola)
RUB
1.603.800
NOK
Funchal
(Portogallo)
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
% Consolidata
di pertinenza Eni
% Possesso
Soci
Capitale
Valuta
Sede
Denominazione
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A L L E G AT I A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA - I m p r e s e c o n t r o l l a t e
Snamprog. Canada Inc 100,00
43,51
C.I.
Saipem SA
100,00
43,51
C.I.
Saipem SA
Soci Terzi
Saipem Intern. BV
Soci Terzi
Saipem Intern. BV
99,99
(..)
50,00
50,00
100,00
43,51
C.I.
21,76
C.I.
43,51
C.I.
Saipem UK Ltd
E.M.I. Ltd
Saipem Intern. BV
50,00
50,00
100,00
43,51
C.I.
43,51
C.I.
ERS BV
100,00
43,51
C.I.
Snamprog. M.Serv. SA
100,00
43,51
C.I.
Serv.Eq.Gaz.Petr.SA
Soci Terzi
55,00
45,00
23,87
C.I.
Saipem SA
Sofresid SA
99,99
0,01
43,51
C.I.
Saipem Intern. BV
100,00
43,51
C.I.
100.000
Moss Maritime AS
100,00
43,51
C.I.
NOK
40.000.000
Saipem Intern. BV
100,00
43,51
C.I.
USD
145.000
Moss Maritime AS
100,00
43,51
C.I.
NOK
20.000.000
Moss Maritime AS
100,00
43,51
C.I.
NGN
40.000.000
C.I.
1.910.000.000
99,99
(..)
100,00
43,51
KZT
Saipem SA
Soci Terzi
Saipem Intern. BV
43,51
C.I.
PEN
100.719.045
43,51
C.I.
USD
357.142,850
30,46
C.I.
USD
30.290.000
43,51
C.I.
AOA
1.600.000
EUR
27.551.052
Saipem Intern. BV
Soci Terzi
Delong H-ECMP Lda
Soci Terzi
Saipem Intern. BV
Saipem Asia Sdn Bhd
Saipem SGPS SA
Soci Terzi
Saipem SA
99,99
(..)
70,00
30,00
99,99
(..)
60,00
40,00
100,00
P.N.
43,51
(*) C.I. = consolidamento integrale, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo
(10) Inclusa nell’elenco di cui all’art. 3 del Decreto Ministeriale 21 novembre 2001: non si avvale di regimi fiscali privilegiati.
195
C.I.
Saibos Fze (8)
(in liquidazione)
Saigut SA De Cv
Dubai
(Emirati Arabi Uniti)
Ensenada
(Messico)
Saimexicana SA De Cv
Città del Messico
(Messico)
Saipem America Inc
Wilmington
(USA)
Saipem Argentina de Perforaciones, Buenos Aires
Montajes Y Proyectos Sociedad
(Argentina)
Anónima, Minera, Industrial,
Comercial y Financiera
(in liquidazione)
Saipem Asia Sdn Bhd (9)
Kuala Lumpur
(Malaysia)
Saipem Australia Pty Ltd
Sydney
(Australia)
Saipem Contracting Algerie SpA
Hassi Messaoud
(Algeria)
Saipem Contracting (Nigeria) Ltd
Saipem do Brasil Serviçõs
de Petroleo Ltda
Saipem Engineering
Nigeria Ltd
Saipem Holding France SAS
Saipem India Project
Services Ltd
Saipem International BV
Saipem Logistics Services Ltd
Saipem Luxembourg SA (10)
Saipem (Malaysia) Sdn Bhd (9)
Saipem Mediteran Usluge doo
Saipem Misr for Petroleum
Services SAE
Saipem (Nigeria) Ltd
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
% Consolidata
di pertinenza Eni
% Possesso
Soci
Capitale
Valuta
Sede
Denominazione
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A L L E G AT I A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA - I m p r e s e c o n t r o l l a t e
AED
1.000.000
Saibos Con. Mar. Lda
100,00
43,51
C.I.
MXN
90.050.000
C.I.
50.000
43,51
C.I.
USD
50.000.000
99,99
(..)
99,99
(..)
100,00
43,51
MXN
Saimexicana SA
Saipem Serv.M.SA Cv
Saipem SA
Entreprise N. M. SA
Saipem Intern. BV
43,51
C.I.
ARS
150.000
Saipem Intern. BV
Soci Terzi
98,77
1,23
MYR
8.116.500
Saipem Intern. BV
100,00
AUD
10.661.000
Saipem Intern. BV
100,00
DZD
290.000.000
Lagos
NGN
(Nigeria)
Rio de Janeiro
BRL
(Brasile)
Lagos
NGN
(Nigeria)
Montigny le Bretonneux EUR
(Francia)
Chennai
INR
(India)
Amsterdam
EUR
(Paesi Bassi)
Lagos
NGN
(Nigeria)
Lussemburgo
EUR
(Lussemburgo)
Kuala Lumpur
MYR
(Malaysia)
Fiume
HRK
(Croazia)
Port Said
EUR
(Egitto)
827.000.000
Sofresid SA
Saipem SA
Soci Terzi
Saipem Intern. BV
Soci Terzi
Saipem FPSO SpA
Soci Terzi
Saipem Intern. BV
Soci Terzi
Saipem Intern. BV
99,99
(..)
(..)
97,94
2,06
99,99
(..)
98,96
1,04
100,00
Saipem SA
Soci Terzi
Saipem SpA
99,99
(..)
100,00
Saipem Intern. BV
Soci Terzi
Saipem SGPS SA
Saibos Con. Mar. Lda
Saipem Intern. BV
Soci Terzi
Saipem Intern. BV
99,99
(..)
99,99
(..)
41,95
58,05
100,00
Lagos
(Nigeria)
259.200.000
NGN
14.719.299
72.000.000
40.000
47.000.000
172.444.000
55.000.000
31.002
1.033.500
1.500.000
2.000.000
Saipem Intern. BV
ERS BV
European M. C. BV
Saipem Intern. BV
Soci Terzi
99,92
0,04
0,04
89,41
10,59
P.N.
43,51
C.I.
P.N.
43,51
C.I.
42,62
C.I.
43,51
C.I.
P.N.
(a)
43,51
C.I.
43,51
C.I.
43,51
C.I.
43,51
C.I.
43,51
C.I.
18,00
C.I.
43,51
C.I.
43,51
C.I.
38,90
C.I.
(*) C.I. = consolidamento integrale, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo.
(a) Quota di controllo:
Saipem Intern BV
41,38
Soci terzi
58,62
(8) Inclusa negli elenchi di cui agli artt. 1 e 2 del Decreto Ministeriale 21 novembre 2001: il reddito di competenza di Gruppo è soggetto a tassazione in Italia.
(9) Inclusa negli elenchi di cui agli artt. 1 e 2 del Decreto Ministeriale 21 novembre 2001: non soggetta a imposizione in Italia a seguito dell’accoglimento dell’istanza di interpello da parte
dell’Agenzia delle Entrate.
(10) Inclusa nell’elenco di cui all’art. 3 del Decreto Ministeriale 21 novembre 2001: non si avvale di regimi fiscali privilegiati.
196
Saipem Perfuraçoes e
Construçoes Petroliferas Lda
Saipem (Portugal) Comércio
Marítimo, Sociedade Unipessoal Lda
Saipem (Portugal) Gestão de Participações
SGPS Sociedade Unipessoal SA
Saipem SA (5)
Saipem Services México SA
De Cv
Saipem Services SA
Saipem Singapore Pte Ltd (8)
Saipem UK Ltd
Saipem Venezuela SA
SAIR Construções Mecanicas
de Estruturas Maritimas Lda
SAS Port de Tanger
Saudi Arabian Saipem Ltd
Services et Equipements
Gaziers et Petroliers SA
Shipping and Maritime
Services Ltd
Snamprogetti Africa
(Nigeria) Ltd
Snamprogetti Canada Inc
Snamprogetti Engineering
BV
Snamprogetti France Sàrl (7)
Snamprogetti Kazakhstan Llp
(in liquidazione)
Snamprogetti Ltd
Snamprogetti Lummus Gas Ltd (8)
Snamprogetti Management (10)
Services SA
Snamprogetti Netherlands BV
Funchal
(Portogallo)
Funchal
(Portogallo)
Funchal
(Portogallo)
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
% Consolidata
di pertinenza Eni
% Possesso
Soci
Capitale
Valuta
Sede
Denominazione
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A L L E G AT I A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA - I m p r e s e c o n t r o l l a t e
EUR
224.459
Saipem SGPS SA
100,00
43,51
C.I.
EUR
299.278.738,240
Saipem SGPS SA
100,00
43,51
C.I.
EUR
49.900.000
Saipem Intern. BV
100,00
43,51
C.I.
Montigny le Bretonneux EUR
(Francia)
Città del Messico
MXN
(Messico)
Bruxelles
EUR
(Belgio)
Singapore
SGD
(Singapore)
New Malden
GBP
(Regno Unito)
Caracas
VEB
(Venezuela)
Funchal
EUR
(Portogallo)
Montigny le Bretonneux EUR
(Francia)
Al-Khobar
SAR
(Arabia Saudita)
Lorient
EUR
(Francia)
Lagos
NGN
(Nigeria)
Lagos
NGN
(Nigeria)
Montreal
CAD
(Canada)
Amsterdam
EUR
(Paesi Bassi)
Parigi
EUR
(Francia)
Almaty
KZT
(Kazakhstan)
Basingstoke
GBP
(Regno Unito)
Sliema
EUR
(Malta)
Ginevra
CHF
(Svizzera)
Amsterdam
EUR
(Paesi Bassi)
26.488.694,960
Saipem SpA
100,00
43,51
C.I.
Saimexicana SA
Saipem America Inc
Saipem Intern. BV
ERS BV
Saipem SA
99,99
(..)
99,98
0,02
100,00
43,51
C.I.
43,51
C.I.
43,51
C.I.
Saipem Intern. BV
100,00
43,51
C.I.
Saipem SA
Soci Terzi
Saipem SGPS SA
Soci Terzi
Saipem SA
99,95
0,05
86,00
14,00
100,00
18.151,200
Saipem Intern. BV
Soci Terzi
Saipem SA
Soci Terzi
ERS BV
Soci Terzi
Samprog. Netherl. BV
Snamprog. M.Serv. SA
European M. C. BV
Samprog. Netherl. BV
Samprog. Netherl. BV
22.867,500
15.000.000
50.000
61.500
25.000
6.470.000
20.000.000
5.000
Co.
37,42
C.I.
43,51
C.I.
60,00
40,00
99,76
0,24
99,99
(..)
99,00
1,00
67,53
32,47
100,00
26,11
C.I.
43,41
C.I.
Samprog. Netherl. BV
100,00
43,51
Samprog. Netherl. BV
Snamprog. M.Serv. SA
Samprog. Netherl. BV
99,00
1,00
100,00
50.000.000
Samprog. Netherl. BV
Soci Terzi
Samprog. Netherl. BV
99,00
1,00
100,00
92.117.340
Snamprogetti SpA
100,00
37.000
5.000.000
38.125
13.000.000
5.000.000
100.100
15.000.000
50.000
P.N.
P.N.
43,51
C.I.
P.N.
C.I.
P.N.
43,51
C.I.
43,08
C.I.
43,51
C.I.
43,51
C.I.
(*) C.I. = consolidamento integrale, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo.
(5) La società ha una filiale negli Emirati Arabi Uniti, Paese incluso negli elenchi di cui agli artt. 1 e 2 del Decreto Ministeriale 21 novembre 2001: il reddito di competenza di Gruppo
è soggetto a tassazione in Italia.
(7) La società ha una filiale nell’Oman, Paese incluso negli elenchi di cui agli artt. 1 e 2 del Decreto Ministeriale 21 novembre 2001: il reddito di competenza di gruppo è soggetto a tassazione in Italia.
(8) Inclusa negli elenchi di cui agli artt. 1 e 2 del Decreto Ministeriale 21 novembre 2001: il reddito di competenza di Gruppo è soggetto a tassazione in Italia.
(10) Inclusa nell’elenco di cui all’art. 3 del Decreto Ministeriale 21 novembre 2001: non si avvale di regimi fiscali privilegiati.
197
Snamprogetti Romania Srl
Snamprogetti Saudi Arabia Ltd
Snamprogetti USA Inc
Société de Construction
d’Oleoducs Snc
Sofresid Engineering SA
Sofresid SA
Sonsub AS
Sonsub International Pty Ltd
Sonsub Ltd
Star Gulf FZ Co (9)
Sud Est Cie SA
TBE Ltd
Varisal - Serviços De
Consultadoria e Marketing Lda
Bucarest
RON
(Romania)
Al-Khobar
SAR
(Arabia Saudita)
Dover
USD
(USA)
Montigny le Bretonneux EUR
(Francia)
Montigny le Bretonneux EUR
(Francia)
Montigny le Bretonneux EUR
(Francia)
Randaberg
NOK
(Norvegia)
Sydney
AUD
(Australia)
Aberdeen
GBP
(Regno Unito)
Dubai
AED
(Emirati Arabi Uniti)
Aix en Provence
EUR
(Francia)
Damietta
EGP
(Egitto)
Funchal
EUR
(Portogallo)
5.034.100
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
% Consolidata
di pertinenza Eni
% Possesso
Soci
Capitale
Valuta
Sede
Denominazione
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A L L E G AT I A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA - I m p r e s e c o n t r o l l a t e
Samprog. Netherl. BV
Snamprog. M.Serv. SA
Saipem Intern. BV
Samprog. Netherl. BV
Saipem Intern. BV
99,00
1,00
95,00
5,00
100,00
43,51
C.I.
43,51
C.I.
43,51
C.I.
99,90
0,10
99,99
0,01
99,99
(..)
100,00
43,41
C.I.
43,51
C.I.
43,51
C.I.
1.882.000
Serv.Eq.Gaz.Petr.SA
Entreprise N. M. SA
Sofresid SA
Soci Terzi
Saipem SA
Soci Terzi
Saipem Intern. BV
43,51
C.I.
13.157.570
Saipem Intern. BV
100,00
43,51
C.I.
5.901.028
Saipem Intern. BV
100,00
43,51
C.I.
Saipem SGPS SA
Saipem Portugal Lda
Sofresid SA
Soci Terzi
Saipem SA
Soci Terzi
Saipem SGPS SA
80,00
20,00
99,63
0,37
70,00
30,00
100,00
43,51
C.I.
10.000.000
2.000
39.000
1.267.142,800
8.253.840
500.000
152.704
50.000
5.000
Co.
30,46
C.I.
P.N.
(*) C.I. = consolidamento integrale, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo.
(9) Inclusa negli elenchi di cui agli artt. 1 e 2 del Decreto Ministeriale 21 novembre 2001: non soggetta a imposizione in Italia a seguito dell’accoglimento dell’istanza di interpello da parte
dell’Agenzia delle Entrate.
198
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Altre attività
Anic Partecipazioni SpA
(in liquidazione)
Syndial SpA - Attività Diversificate
Consorzio Infoter
Informatica per il Territorio
(in liquidazione)
Consorzio Utenti Acquedotti
Industriali e Altri Servizi di
Interesse Collettivo - SpA
(in liquidazione)
Industria Siciliana Acido
Fosforico - ISAF - SpA
(in liquidazione)
Ing. Luigi Conti Vecchi SpA
Iniziative e Sviluppo di
Attività Industriali - ISAI SpA
(in liquidazione)
Insartel Srl
(in liquidazione)
RESCO ScpA
(in liquidazione)
Gela
EUR
23.519.847,160
San Donato
Milanese
San Donato Milanese
EUR
596.698.206
EUR
10.320
San Donato Milanese
EUR
Gela
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
% Consolidata
di pertinenza Eni
% Possesso
Soci
Capitale
Valuta
Sede
Denominazione
IN ITALIA
Syndial SpA
Soci Terzi
Eni SpA
Soci Terzi
Syndial SpA
Sofid SpA
99,96
0,04
99,99
(..)
95,00
5,00
P.N.
1.033.000
Syndial SpA
Soci Terzi
87,00
13,00
P.N.
EUR
1.300.000
Syndial SpA
Soci Terzi
52,00
48,00
P.N.
Assemini
Roma
EUR
EUR
104.000
1.300.000
Syndial SpA
Syndial SpA
Soci Terzi
100,00
58,70
41,30
Cagliari
EUR
51.000
Syndial SpA
100,00
P.N.
San Donato Milanese
EUR
912.000
Syndial SpA
Soci Terzi
93,80
6,20
P.N.
Coira
(Svizzera)
Hoerbranz
(Austria)
CHF
1.550.000
Syndial SpA
100,00
Co.
EUR
4.215.024,380
Oleodotto Reno SA
100,00
100,00
C.I.
P.N.
100,00
C.I.
P.N.
ALL’ESTERO
Oleodotto del Reno SA (10)
Rheinishe Oelleitungs
GmbH
(*) C.I. = consolidamento integrale, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo.
(10) Inclusa nell’elenco di cui all’art. 3 del Decreto Ministeriale 21 novembre 2001: non si avvale di regimi fiscali privilegiati.
199
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Corporate e società finanziarie
EUR
4.000.000
San Donato Milanese
San Donato Milanese
San Donato Milanese
San Donato Milanese
EUR
EUR
EUR
EUR
3.360.000
13.427.419,080
25.820.000
15.600.000
Serfactoring SpA
San Donato Milanese
EUR
5.160.000
Servizi Aerei SpA
Società Finanziamenti
Idrocarburi - Sofid - SpA
San Donato Milanese
Roma
EUR
EUR
35.917.238
85.537.498,800
Bruxelles
(Belgio)
Bruxelles
(Belgio)
Dublino
(Irlanda)
Nassau
(Bahamas)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Londra
(Regno Unito)
EUR
50.000.000
USD
1.975.036.000
EUR
100.000.000
USD
50.000.000
EUR
641.683.425
GBP
50.000
Eni SpA
100,00
100,00
C.I.
Eni SpA
Eni SpA
Eni SpA
Sofid SpA
Eni SpA
Sofid SpA
Soci Terzi
Eni SpA
Eni SpA
Soci Terzi
100,00
100,00
100,00
73,25
26,75
49,00
51,00
100,00
99,61
0,39
100,00
100,00
99,72
C.I.
C.I.
Co.
C.I.
48,81
C.I.
100,00
99,61
C.I.
C.I.
Eni International BV
Eni Trading BV
Eni International BV
Eni Trading BV
Eni SpA
99,90
0,10
99,99
(..)
100,00
100,00
C.I.
100,00
C.I.
100,00
C.I.
Eni SpA
Eni International BV
Eni SpA
99,99
(..)
100,00
100,00
C.I.
100,00
C.I.
100,00
C.I.
% Possesso
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
Roma
% Consolidata
di pertinenza Eni
Agenzia Giornalistica
Italia SpA
Eni Corporate University SpA
EniServizi SpA
Immobiliare Est SpA
Padana Assicurazioni SpA
Soci
Capitale
Valuta
Sede
Denominazione
IN ITALIA
ALL’ESTERO
Banque Eni SA
Eni Coordination Center SA
Eni Insurance Ltd
Eni International Bank Ltd (8)
Eni International BV
Eni International
Resources Ltd
Eni SpA
Eni UK Ltd
99,99
(..)
(*) C.I. = consolidamento integrale, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo.
(8) Inclusa negli elenchi di cui agli artt. 1 e 2 del Decreto Ministeriale 21 novembre 2001: il reddito di competenza di Gruppo è soggetto a tassazione in Italia.
200
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A L L E G AT I A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA - I m p r e s e c o l l e g a t e
IMPRESE COLLEGATE
Exploration & Production
Agiba Petroleum Co
Al-Fayrouz Petroleum Co (†)
Ashrafi Island Petroleum Co (†)
CARDÓN IV SA (†)
Carson Development
General Partnership (†)
Compañia Agua Plana SA
East Delta Gas Co
El Temsah Petroleum Co
Eni Oil Co Ltd (†) (11)
Enirepsa Gas Ltd (†)
Eni Russia BV
Enstar Petroleum Ltd
InAgip doo (†)
Karachaganak Marketing
Services Ltd
Karachaganak Petroleum
Operating BV
Il Cairo
(Egitto)
Il Cairo
(Egitto)
Il Cairo
(Egitto)
Caracas
(Venezuela)
Torrance
(USA)
Caracas
(Venezuela)
Il Cairo
(Egitto)
Il Cairo
(Egitto)
Nassau
(Bahamas)
Al-Khobar
(Arabia Saudita)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Calgary
(Canada)
Zagabria
(Croazia)
Londra
(Regno Unito)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
EGP
20.000
EGP
20.000
EGP
20.000
VEB
10.000.000
USD
1
VEB
100.000
EGP
20.000
EGP
20.000
USD
5.000
SAR
11.250.000
EUR
20.000
CAD
0,100
HRK
54.000
GBP
100
EUR
20.000
Ieoc Production BV
Soci Terzi
Ieoc Exploration BV
Soci Terzi
Ieoc Production BV
Soci Terzi
Eni Venezuela BV
Soci Terzi
Eni Oil & Gas Inc
Soci Terzi
Eni Venezuela BV
Soci Terzi
Ieoc Production BV
Soci Terzi
Ieoc Production BV
Soci Terzi
Eni North Africa BV
Soci Terzi
Eni Middle East BV
Soci Terzi
Eni International BV
Soci Terzi
Unimar Llc
Eni Croatia BV
Soci Terzi
Agip Karachaganak BV
Soci Terzi
Agip Karachaganak BV
Soci Terzi
40,00
60,00
50,00
50,00
50,00
50,00
50,00
50,00
50,00
50,00
26,00
74,00
37,50
62,50
25,00
75,00
50,00
50,00
50,00
50,00
60,00
40,00
100,00
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
% Consolidata
di pertinenza Eni
% Possesso
Soci
Capitale
Valuta
Sede
Denominazione
ALL' ESTERO
Co.
Co.
Co.
P.N.
P.N.
Co.
Co.
Co.
Co.
P.N.
P.N.
50,00
50,00
38,00
62,00
32,50
67,50
Co.
P.N.
Co.
(*) C.I. = consolidamento integrale, C.P. = consolidamento proporzionale, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo.
(†) La società è a controllo congiunto.
(11) Inclusa negli elenchi di cui agli artt. 1 e 2 del Decreto Ministeriale 21 novembre 2001: il reddito di competenza di Gruppo sarà soggetto a tassazione in Italia salvo l’accoglimento
dell’istanza di interpello da parte dell’Agenzia delle entrate.
201
Karachaganak Project
Development Ltd (KPD)
Khaleej Petroleum Co Wll
Liberty National
Development Co Llc
Mediterranean Gas Co
Mellitah Gas BV
(ex Eni Gas BV) (†)
Nile Delta Oil Co Nidoco
North Bardawil Petroleum Co
OOO “EniNeftegaz”
Petrobel Belayim
Petroleum Co (†)
Port Said Petroleum Co (†)
Raml Petroleum Co
Ras El Barr Petroleum Co
Ras Qattara Petroleum Co
Société Italo Tunisienne
d’Exploitation Pétrolière SA (†)
Sodeps - Société de
Developpement et
d’Exploitation du Permis du Sud SA
Tecninco Engineering
Contractors Llp
Trans Anadolu Petrol Boru
Hatti Sanayi Ve Ticaret AS (†)
Unimar Llc (†)
United Gas Derivatives Co
Virginia Indonesia Co Llc
Virginia International Co Llc
West Ashrafi Petroleum Co (†)
Zetah Kouilou Ltd (8)
Londra
(Regno Unito)
Safat
(Kuwait)
Wilmington
(USA)
Il Cairo
(Egitto)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Il Cairo
(Egitto)
Il Cairo
(Egitto)
Mosca
(Russia)
Il Cairo
(Egitto)
Il Cairo
(Egitto)
Il Cairo
(Egitto)
Il Cairo
(Egitto)
Il Cairo
(Egitto)
Tunisi
(Tunisia)
Tunisi
(Tunisia)
Aksai
(Kazakhstan)
Istanbul
(Turchia)
Houston
(USA)
Il Cairo
(Egitto)
Wilmington
(USA)
Wilmington
(USA)
Il Cairo
(Egitto)
Nassau
(Bahamas)
GBP
100
KWD
250.000
USD
1
EGP
20.000
EUR
20.000
EGP
20.000
EGP
20.000
RUB
1.000.000
EGP
20.000
EGP
20.000
EGP
20.000
EGP
20.000
EGP
20.000
TND
5.000.000
TND
100.000
KZT
10.100.000
TRL
50.000
USD
1
USD
387.000.000
USD
Agip Karachaganak BV
Soci Terzi
Eni Middle E. Ltd
Soci Terzi
Eni Oil & Gas Inc
Soci Terzi
Ieoc Production BV
Soci Terzi
Eni North Africa BV
Soci Terzi
Ieoc Production BV
Soci Terzi
Ieoc Exploration BV
Soci Terzi
Eni Russia BV
Eni Oil Holdings BV
Ieoc Production BV
Soci Terzi
Ieoc Production BV
Soci Terzi
Ieoc Production BV
Soci Terzi
Ieoc Production BV
Soci Terzi
Ieoc Production BV
Soci Terzi
Eni Tunisia BV
Soci Terzi
Eni Tunisia BV
Soci Terzi
38,00
62,00
49,00
51,00
32,50
67,50
25,00
75,00
50,00
50,00
37,50
62,50
30,00
70,00
99,00
1,00
50,00
50,00
50,00
50,00
22,50
77,50
25,00
75,00
37,50
62,50
50,00
50,00
49,50
50,50
10
Tecnomare SpA
Soci Terzi
Eni International BV
Soci Terzi
Eni Oil & Gas Inc
Soci Terzi
Eni International BV
Soci Terzi
Unimar Llc
49,00
51,00
50,00
50,00
50,00
50,00
33,33
66,67
100,00
USD
10
Unimar Llc
100,00
EGP
20.000
USD
2.000
Ieoc Exploration BV
Soci Terzi
Eni Congo SA
Soci Terzi
50,00
50,00
45,55
54,45
(*) C.I. = consolidamento integrale, C.P. = consolidamento proporzionale, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo.
(†) La società è a controllo congiunto.
(8) Inclusa negli elenchi di cui agli artt. 1 e 2 del Decreto Ministeriale 21 novembre 2001: il reddito di competenza di Gruppo è soggetto a tassazione in Italia.
202
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
% Consolidata
di pertinenza Eni
% Possesso
Soci
Capitale
Valuta
Sede
Denominazione
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A L L E G AT I A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA - I m p r e s e c o l l e g a t e
P.N.
P.N.
P.N.
Co.
Co.
Co.
Co.
P.N.
Co.
Co.
Co.
Co.
Co.
P.N.
Co.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
Co.
Co.
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A L L E G AT I A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA - I m p r e s e c o l l e g a t e
Gas & Power
La Spezia
EUR
68.090.000
Azienda Energia e Servizi
Torino SpA (†)
Mariconsult SpA (†)
Torino
EUR
110.500.000
Milano
EUR
103.300
Metano Arcore SpA (†)
Arcore
EUR
175.000
Metano Borgomanero SpA (†)
Borgomanero
EUR
250.000
Metano Casalpusterlengo SpA (†)
Casalpusterlengo
EUR
100.000
Metano Sant’Angelo
Lodigiano SpA (†)
Promgas SpA (†)
Sant’Angelo
Lodigiano
Milano
EUR
200.000
EUR
516.500
Termica Milazzo Srl
Milano
EUR
23.241.000
Toscana Energia SpA (†)
Firenze
EUR
120.000.000
Transmed SpA (†)
Milano
EUR
240.000
Umbria Distribuzione Gas SpA (†)
Terni
EUR
1.120.000
49,00
51,00
49,00
51,00
49,00
51,00
50,00
50,00
50,00
50,00
50,00
50,00
50,00
50,00
50,00
50,00
50,00
50,00
40,00
60,00
27,10
21,62
51,28
50,00
50,00
45,00
55,00
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
ACAM Gas SpA
Eni SpA
Soci Terzi
Italgas SpA
Soci Terzi
Italgas SpA
Soci Terzi
Eni SpA
Soci Terzi
Italgas SpA
Soci Terzi
Italgas SpA
Soci Terzi
Italgas SpA
Soci Terzi
Italgas SpA
Soci Terzi
Eni SpA
Soci Terzi
EniPower SpA
Soci Terzi
Italgas SpA
Partec. Ind. SpA
Soci Terzi
Eni SpA
Soci Terzi
Italgas SpA
Soci Terzi
% Consolidata
di pertinenza Eni
7.106.500
% Possesso
EUR
Soci
La Spezia
Capitale
Sede
ACAM Clienti SpA
Valuta
Denominazione
IN ITALIA
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
(*) C.I. = consolidamento integrale, C.P. = consolidamento proporzionale, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo.
(†) La società è a controllo congiunto.
203
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A L L E G AT I A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA - I m p r e s e c o l l e g a t e
Blue Stream Pipeline Co BV (†)
Distribuidora de Gas del
Centro SA
Egyptian International
Gas Technology Co
EnBW Eni
Verwaltungsgesellschaft mbH (†)
Eteria Parohis Aeriou
Thessalias AE (†)
Eteria Parohis
AeriouThessalonikis AE (†)
Gas Directo SA
Gasifica SA
Gasversorgung
Süddeutschland GmbH
Infraestructuras de Gas SA
Inversora de Gas del
Centro SA
Pacific Solar Pty Ltd
SAMCO Sagl (10)
SETGAS - Sociedade de
Produção e Distribução de
Gas SA
Spanish Egyptian Gas Co
SAE
Trans Austria Gasleitung
GmbH (†)
Trans Europa Naturgas
Pipeline Gesellschaft mbH
& Co. KG (†)
Trans Europa Naturgas
Pipeline Verwaltungs-GmbH (†)
Transitgas AG (†) (10)
Transmediterranean
Pipeline Co Ltd (◊) (8)
(*)
(◊)
(†)
(8)
(10)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Buenos Aires
(Argentina)
EUR
20.000
ARS
160.457.190
Il Cairo
(Egitto)
Karlsruhe
(Germania)
Larissa
(Grecia)
Salonicco
(Grecia)
Madrid
(Spagna)
Madrid
(Spagna)
Stoccarda
(Germania)
Madrid
(Spagna)
Buenos Aires
(Argentina)
Sydney
(Australia)
Lugano
(Svizzera)
EGP
100.000.000
EUR
25.000
EUR
78.459.200
EUR
307.850.000
EUR
1.716.000
EUR
2.000.200
EUR
76.694.000
EUR
340.000
ARS
68.012.000
AUD
89.593.975,960
CHF
20.000
Setubal
(Portogallo)
EUR
9.000.000
Damietta
(Egitto)
Vienna
(Austria)
Essen
(Germania)
USD
375.000.000
EUR
72.672,830
EUR
7.669.378,220
Essen
(Germania)
Zurigo
(Svizzera)
St. Helier
(Channel Islands)
EUR
25.000
CHF
100.000.000
USD
10.310.000
Eni International BV
Soci Terzi
Inv.Gas Centro SA
Eni SpA
Soci Terzi
Eni International BV
Soci Terzi
Eni International BV
Soci Terzi
Eni Hellas SpA
Soci Terzi
Eni Hellas SpA
Soci Terzi
Unión Fenosa Gas SA
Soci Terzi
Unión Fenosa Gas SA
Soci Terzi
Enbw Eni Verw. mbH
50,00
50,00
51,00
31,35
17,65
40,00
60,00
50,00
50,00
49,00
51,00
49,00
51,00
60,00
40,00
90,00
10,00
100,00
Unión Fenosa Gas SA
Soci Terzi
Eni SpA
Soci Terzi
EniPower SpA
Soci Terzi
Transmed. Pip. Co Ltd
Eni International BV
Soci Terzi
Eni SpA
Soci Terzi
85,00
15,00
25,00
75,00
22,77
77,23
90,00
5,00
5,00
21,87
78,13
Unión Fenosa Gas SA
Soci Terzi
Eni International BV
Soci Terzi
Eni G&P GmbH
Soci Terzi
80,00
20,00
89,00
11,00
49,00
51,00
Eni G&P GmbH
Soci Terzi
Eni International BV
Soci Terzi
Eni SpA
Soci Terzi
50,00
50,00
46,00
54,00
50,00
50,00
C.I. = consolidamento integrale, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo.
La società è a controllo congiunto ed è considerata controllata ai sensi dell’art. 2359, comma 1, n. 3 del codice civile.
La società è a controllo congiunto.
Inclusa negli elenchi di cui agli artt. 1 e 2 del Decreto Ministeriale 21 novembre 2001: il reddito di competenza di Gruppo è soggetto a tassazione in Italia.
Inclusa nell'elenco di cui all'art. 3 del Decreto Ministeriale 21 novembre 2001: non si avvale di regimi fiscali privilegiati.
204
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
% Consolidata
di pertinenza Eni
% Possesso
Soci
Capitale
Valuta
Sede
Denominazione
ALL’ESTERO
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
Unión Fenosa Gas
Comercializadora SA
Unión Fenosa Gas
Exploración y Produccion SA
Unión Fenosa Gas SA (†)
Madrid
(Spagna)
Madrid
(Spagna)
Madrid
(Spagna)
EUR
2.340.240
EUR
60.110
EUR
32.772.000
Unión Fenosa Gas SA
Soci Terzi
Unión Fenosa Gas SA
Eni SpA
Soci Terzi
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
% Consolidata
di pertinenza Eni
% Possesso
Soci
Capitale
Valuta
Sede
Denominazione
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A L L E G AT I A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA - I m p r e s e c o l l e g a t e
99,99
(..)
100,00
50,00
50,00
P.N.
(*) C.I. = consolidamento integrale, C.P. = consolidamento proporzionale, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo.
(†) La società è a controllo congiunto.
205
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A L L E G AT I A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA - I m p r e s e c o l l e g a t e
Refining & Marketing
Ariccia
EUR
1.800.000
CAM Petroli Srl (†)
Pero
EUR
8.670.000
CePIM Centro Padano
Interscambio Merci SpA
Consorzio Operatori GPL
di Napoli
Depositi Costieri Trieste SpA (†)
Fontevivo
EUR
6.642.928,320
Napoli
EUR
102.000
Trieste
EUR
1.560.000
Disma SpA
Segrate
EUR
2.600.000
Fox Energy SpA (†)
Pesaro
EUR
20.000.000
Gruppo Distribuzione
Petroli Srl
HUB Srl
Pieve di Soligo
EUR
140.400
Fiumicino
EUR
4.248.000
Italoil Srl
(in liquidazione)
Logipetrol SpA
Livorno
EUR
500.000
Parma
EUR
2.260.000
Omnispedia Service Srl
La Spezia
EUR
221.560
PAR Srl
Roma
EUR
900.000
PETRA SpA (†)
Ravenna
EUR
723.100
Porto Petroli di Genova SpA
Genova
EUR
2.068.000
Raffineria di Milazzo ScpA (†)
Milazzo
EUR
171.143.000
SACCNE Rete Srl
Messina
EUR
2.200.000
Seastok SpA
Trieste
EUR
6.206.400
Seram SpA
Fiumicino
EUR
852.000
Sigea Sistema Integrato
Genova Arquata SpA
Unipetrol SpA
Genova
EUR
103.000
Tortona
EUR
1.500.000
Venezia Tecnologie SpA
Porto Marghera
Venezia
Pieve Fissiraga
EUR
150.000
EUR
10.200.000
Viscolube SpA
(*) C.I. = consolidamento integrale, C.P. = consolidamento proporzionale, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo.
(†) La società è a controllo congiunto.
206
50,00
50,00
25,00
75,00
50,00
50,00
34,93
65,07
25,00
75,00
50,00
50,00
25,00
75,00
50,00
50,00
49,00
51,00
33,33
66,67
50,00
50,00
25,00
75,00
20,00
80,00
33,33
66,67
50,00
50,00
40,50
59,50
50,00
50,00
49,00
51,00
33,00
67,00
25,00
75,00
35,00
65,00
25,00
75,00
33,33
66,67
33,33
66,67
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
BT Trasporti SpA
AgipRete SpA
Soci Terzi
Praoil SpA
Soci Terzi
AgipFuel SpA
Soci Terzi
Praoil SpA
Soci Terzi
AgipRete SpA
Soci Terzi
Praoil SpA
Soci Terzi
AgipRete SpA
Soci Terzi
AgipFuel SpA
Soci Terzi
AgipFuel SpA
Soci Terzi
AgipRete SpA
Soci Terzi
Praoil SpA
Soci Terzi
Praoil SpA
Soci Terzi
AgipRete SpA
Soci Terzi
AgipRete SpA
Soci Terzi
Praoil SpA
Soci Terzi
Praoil SpA
Soci Terzi
Eni SpA
Soci Terzi
AgipRete SpA
Soci Terzi
AgipRete SpA
Soci terzi
Eni SpA
Soci Terzi
Praoil SpA
Soci Terzi
Praoil SpA
Soci Terzi
Eni SpA
Soci Terzi
AgipRete SpA
Soci Terzi
% Consolidata
di pertinenza Eni
394.000
% Possesso
EUR
Soci
Arezzo
Capitale
Sede
Arezzo Gas SpA (†)
Valuta
Denominazione
IN ITALIA
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
Co.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
Co.
P.N.
P.N.
Co.
P.N.
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A L L E G AT I A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA - I m p r e s e c o l l e g a t e
AET - Raffineriebeteiligungsgese
llschaft mbH
Area di Servizio City
Moesa SA (10)
Bayernoil
Raffineriegesellschaft mbH
Bernhard Rosa Inh.
Ingeborg Plöchinger GmbH
Bronberger & Kessler und
Gilg & Schweiger GmbH (†)
City Carburoil SA (†) (10)
Fuelling Aviation
Services GIE
Galp Energia SGPS SA (#)
Gilg & Schweiger
Handelsgesellschaft
mbH & Co KG (†)
Italsing Petroleum Co Pte Ltd (†) (8)
Mediterranée Bitumes SA
Oléoduc du Rhône SA (10)
Omnia Gas Sagl (10)
Routex BV
Saraco SA (10)
Supermetanol CA (†)
Super Octanos CA (†)
Weat Electronic
Datenservice GmbH
Schwedt
(Germania)
San Vittore
(Svizzera)
Vohburg
(Germania)
Zirndorf
(Germania)
Baierbrunn
(Germania)
Rivera
(Svizzera)
Tremblay en France
(Francia)
Lisbona
(Portogallo)
Pullach
(Germania)
Singapore
(Singapore)
Tunisi
(Tunisia)
Valais
(Svizzera)
Rivera
(Svizzera)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Meyrin
(Svizzera)
Jose Puerto
La Cruz
(Venezuela)
Jose Puerto
La Cruz
(Venezuela)
Düsseldorf
(Germania)
EUR
27.000
CHF
1.800.000
EUR
10.226.000
EUR
308.300
EUR
80.000
CHF
6.000.000
EUR
100
EUR
829.250.635
EUR
26.000
SGD
12.000.000
TND
1.000.000
CHF
7.000.000
CHF
21.000
EUR
68.067
CHF
420.000
VEB
12.086.744.845
VEB
4.240.000.000
EUR
409.034
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
% Consolidata
di pertinenza Eni
% Possesso
Soci
Capitale
Valuta
Sede
Denominazione
ALL’ESTERO
Agip Deutsch. GmbH
Soci Terzi
City Carburoil SA
Soci Terzi
Agip Deutsch. GmbH
Soci Terzi
Agip Deutsch. GmbH
Soci Terzi
Agip Deutsch. GmbH
Soci Terzi
Agip Suisse SA
Soci Terzi
Agip France Sàrl
Soci Terzi
Eni SpA
Soci Terzi
Agip Deutsch. GmbH
Soci Terzi
33,33
66,67
58,00
42,00
20,00
80,00
24,81
75,19
50,00
50,00
49,91
50,09
25,00
75,00
33,34
66,66
50,00
50,00
P.N.
Eni International BV
Soci Terzi
Eni International BV
Soci Terzi
Eni International BV
Oleoduc du Rhône SA
Soci Terzi
City Carburoil SA
50,00
50,00
34,00
66,00
48,93 (a)
0,06
51,01
100,00
P.N.
Eni International BV
Soci Terzi
Agip Suisse SA
Soci Terzi
Ecofuel SpA
Soci Terzi
20,00
80,00
20,00
80,00
34,51
65,49
P.N.
Ecofuel SpA
Soci Terzi
49,00
51,00
P.N.
Agip Deutsch. GmbH
Soci Terzi
20,00
80,00
Co.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
Co.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
Co.
P.N.
(*)
(†)
(#)
(a)
C.I. = consolidamento integrale, C.P. = consolidamento proporzionale, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo.
La società è a controllo congiunto.
Società con azioni quotate nei mercati regolamentati italiani o di altri paesi dell'UE
Quota di controllo:
Eni International BV
48,96
Soci Terzi
51,04
(8) Inclusa negli elenchi di cui agli artt. 1 e 2 del Decreto Ministeriale 21 novembre 2001: il reddito di competenza di Gruppo è soggetto a tassazione in Italia.
(10) Inclusa nell’elenco di cui all'art. 3 del Decreto Ministeriale 21 novembre 2001: non si avvale di regimi fiscali privilegiati.
207
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A L L E G AT I A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA - I m p r e s e c o l l e g a t e
Petrolchimica
ABB Estense Service SpA
(in liquidazione)
Priolo Servizi Scarl
(*)
Ferrara
EUR
196.078
Melilli
EUR
10.000
Polimeri Europa SpA
Soci Terzi
Polimeri Europa SpA
Syndial SpA
Soci Terzi
C.I. = consolidamento integrale, C.P. = consolidamento proporzionale, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo.
208
20,00
80,00
35,70
5,00
59,30
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
% Consolidata
di pertinenza Eni
% Possesso
Soci
Capitale
Valuta
Sede
Denominazione
IN ITALIA
P.N.
P.N.
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A L L E G AT I A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA - I m p r e s e c o l l e g a t e
Ingegneria & Costruzioni
ASG Scarl (∆)
EUR
50.864
Bormida 2005 Scarl
(in liquidazione)
CEPAV (Consorzio Eni per
l’Alta Velocità) Due (∆)
San Donato
Milanese
Cesena
EUR
10.000
San Donato
Milanese
EUR
51.645,690
CEPAV (Consorzio Eni per
l’Alta Velocità) Uno (∆)
San Donato
Milanese
EUR
51.645,690
Consorzio Controlli
Integrati in Agricoltura
(in liquidazione)
Consorzio Snamprogetti
ABB LG Chemicals (∆)
Consorzio U.S.G.
(in liquidazione)
ITA - Consorzio Italiano
per il Telerilevamento
dell’Ambiente e
dell’Agricoltura
Modena Scarl (∆)
Roma
EUR
51.645,690
San Donato
Milanese
Parma
EUR
50.000
EUR
25.823
Roma
EUR
12.394,950
San Donato
Milanese
San Donato
Milanese
Ravenna
EUR
400.000
EUR
250.000
EUR
10.400
Ravenna
EUR
9.649.200
San Donato
Milanese
San Donato
Milanese
EUR
50.000
EUR
50.000
Rodano Consortile Scarl (∆)
Rosbos Scrl (†)
(in liquidazione)
Rosfin Srl
SP - TKP Fertilizer Srl (†)
TSKJ Italia Srl
Snamprogetti SpA
Soci Terzi
Snamprogetti SpA
Soci Terzi
Snamprogetti SpA
Saipem SpA
Soci Terzi
Snamprogetti SpA
Saipem SpA
Soci Terzi
Snamprogetti SpA
Soci Terzi
55,41
44,59
45,00
55,00
40,00
12,00
48,00
50,10
0,26
49,64
22,50
77,50
Snamprogetti SpA
Soci Terzi
Saipem SpA
Soci Terzi
Snamprogetti SpA
Soci Terzi
50,00
50,00
40,00
60,00
49,00
51,00
Snamprogetti SpA
Soci Terzi
Snamprogetti SpA
Soci Terzi
Saipem SA
Soci Terzi
Saipem SA
Soci Terzi
Snamprogetti SpA
Soci Terzi
Snamprogetti SpA
Soci Terzi
59,33
40,67
53,57
46,43
50,00
50,00
33,33
66,67
50,00
50,00
25,00
75,00
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
% Consolidata
di pertinenza Eni
% Possesso
Soci
Capitale
Valuta
Sede
Denominazione
IN ITALIA
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
Co.
P.N.
P.N.
P.N.
Co.
Co.
P.N.
P.N.
(*) C.I. = consolidamento integrale, C.P. = consolidamento proporzionale, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo.
(∆) L’impresa è a controllo congiunto.
(†) La società è a controllo congiunto.
209
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A L L E G AT I A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA - I m p r e s e c o l l e g a t e
Africa Oil Services SA
Ateliers Ferroviaires
d'Artix SAS
Barber Moss Ship
Management AS (†)
BOS Shelf Ltd Society (†)
Charville - Consultores e
Serviços, Lda (†)
CMS&A Wll (†)
Dalia Floater Angola Snc (†)
Doris Engineering SA
Fertilizantes
Nitrogenados de Oriente CEC
Fertilizantes
Nitrogenados de Oriente SA
FPSO Firenze Produção de
Petròleo Lda (†)
FPSO Mystras (Nigeria) Ltd (†)
FPSO Mystras - Produção
de Petròleo Lda (†)
Gaztransport et Technigaz SAS
Guangdong Contractor Snc (†)
Haldor Topsøe AS (†)
Haldor Topsøe Inc
Haldor Topsøe
International AS
Kwanda Suporto Logistico Lda (13)
Lipardiz - Construção de
Estruturas Maritimas Lda (†)
LNG - Serviços e Gestao
de Projectos Lda
Mangrove Gas Netherlands BV (†)
Guyancourt
(Francia)
Artix
(Francia)
Lysaker
(Norvegia)
Baku
(Azerbaigian)
Funchal - Madeira
(Portogallo)
Doha
(Qatar)
Parigi
(Francia)
Parigi
(Francia)
Caracas
(Venezuela)
Caracas
(Venezuela)
Funchal
(Portogallo)
Lagos
(Nigeria)
Funchal
(Portogallo)
Saint Remy Les
Chevreuse
(Francia)
Montigny
Le Bretonneux
(Francia)
Lyngby
(Danimarca)
Houston
(USA)
Lyngby
(Danimarca)
Luanda
(Angola)
Funchal
(Portogallo)
Funchal
(Portogallo)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
EUR
37.500
EUR
80.000
NOK
1.000.000
AZM
10.000.000
EUR
5.000
QAR
500.000
EUR
EUR
3.571.440
VEB
9.667.827.216
VEB
286.549
EUR
50.000
NGN
15.000.000
EUR
50.000
EUR
370.288
EUR
1.000
DKK
55.000.000
USD
5.000.000
DKK
500.000
AOA
25.510.204
EUR
5.000
EUR
5.000
EUR
2.000.000
Serv.Eq.Gaz.Petr.SA
Soci Terzi
Camom SA
Soci Terzi
Moss Maritime AS
Soci Terzi
Star Gulf FZ Co
Soci Terzi
Saipem SGPS SA
Soci Terzi
Samprog. Netherl. BV
Soci Terzi
Entreprise N. M. SA
Soci Terzi
Sofresid SA
Soci Terzi
Samprog. Netherl. BV
Fertiliz.N.Orien.SA
Soci Terzi
Samprog. Netherl. BV
Soci Terzi
Saipem SGPS SA
Soci Terzi
FPSO Mystras Lda
44,88
55,12
49,48
50,52
50,00
50,00
50,00
50,00
50,00
50,00
20,00
80,00
27,50
72,50
40,00
60,00
20,00
(..)
79,99
20,00
80,00
50,00
50,00
100,00
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
P.N.
Co.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
Saipem SGPS SA
Soci Terzi
Saipem SA
Soci Terzi
50,00
50,00
30,00
70,00
Entreprise N. M. SA
Soci Terzi
60,00
40,00
P.N.
Snamprog. M.Serv. SA
Soci Terzi
Haldor Topsøe AS
50,00
50,00
100,00
P.N.
Haldor Topsøe AS
100,00
Delong H-ECMP Lda
Soci Terzi
Saipem SGPS SA
Soci Terzi
Samprog. Netherl. BV
Soci Terzi
Saipem SGPS SA
Soci Terzi
49,00
51,00
50,00
50,00
25,00
75,00
50,00
50,00
(*) C.I. = consolidamento integrale, C.P. = consolidamento proporzionale, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo.
(†) La società è a controllo congiunto.
(13) Inclusa nell’elenco di cui all’art. 3 del Decreto Ministeriale 21 novembre 2001: il reddito di competenza di Gruppo è soggetto a tassazione in Italia.
210
% Consolidata
di pertinenza Eni
% Possesso
Soci
Capitale
Valuta
Sede
Denominazione
ALL’ESTERO
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
Moss Mosvold II
Management Lda (†)
Nigetecsa Fze (†)
Offshore Design
Engineering Ltd (†)
OOO “Moss Krylov Maritime” (†)
PMS-Petrochemicals
Maintenance Services GmbH
RPCO Enterprises Ltd (†) (8)
Saibos Akogep Snc (†)
Saipar Drilling Co BV (†)
Saipem Aban Drilling Co
Private Ltd (†)
Saipem Kharafi National
MMO Fzco (†) (8)
Saipem Triune Engineering
Private Ltd (†)
Servicios de
Construcciónes Caucedo SA (†)
Snc Saipem-Bouygues TP (†) (9)
Société Algérienne de
Construction Industrielle
et Pétrolière
Société Mixte Kazakhoil
Bouygues Offshore Sarl (†)
Société pour la
Realisation du Port de
Tanger Mediterranée (†)
Southern Gas Constructors Ltd (†)
SPF - TKP Omifpro Snc (†)
Starstroi Llc (†)
Starstroi-Security Llc
STTS Snc (†)
Subcontinent Ammonia
Investment Co ApS
Sud-Soyo Urban
Development Lda (13)
Funchal
(Portogallo)
Olokola
(Nigeria)
Londra
(Regno Unito)
EUR
5.000
USD
40.000
GBP
100.000
San Pietroburgo
RUB
(Russia)
Leuna
EUR
(Germania)
Nicosia
CYP
(Cipro)
Montigny
EUR
Le Bretonneux
(Francia)
Amsterdam
EUR
(Paesi Bassi)
Chennai
INR
(India)
Dubai
AED
(Emirati Arabi Uniti)
New Delhi
INR
(India)
Santo Domingo
DOP
(Repubblica Dominicana)
Monaco
EUR
(Principato di Monaco)
Algeri
DZD
(Algeria)
98.000
Almaty
(Kazakhstan)
Anjra
(Marocco)
Lagos
(Nigeria)
Parigi
(Francia)
Krasnodar
(Russia)
Krasnodar
(Russia)
MontignyLe-Bretonneux
(Francia)
Lyngby
(Danimarca)
Soyo
(Angola)
200.000
10.000
39.000
20.000
50.000.000
600.000
200.000
100.000
10.000
5.000.000
KZT
1.000.000
EUR
33.000
NGN
10.000.000
EUR
50.000
RUB
7.699.490
RUB
300.000
EUR
1.000
DKK
1.000.000
AOA
20.000.000
Saipem SGPS SA
Soci Terzi
Saipem Intern. BV
Soci Terzi
Saipem SA
Doris Engineering SA
50,00
50,00
50,00
50,00
50,00
50,00
Moss Maritime AS
Soci Terzi
Camom GmbH
Soci Terzi
Samprog. Netherl. BV
Soci Terzi
Saipem SA
Soci Terzi
50,00
50,00
25,00
75,00
50,00
50,00
70,00
30,00
Saipem Intern. BV
Soci Terzi
Saipem Intern. BV
Soci Terzi
Saipem Intern. BV
Soci Terzi
Saipem Intern. BV
Soci Terzi
Saipem SA
Soci Terzi
Saipem SA
Soci Terzi
Saipem SpA
Soci Terzi
50,00
50,00
50,00
50,00
50,00
50,00
50,00
50,00
49,70
50,30
70,00
30,00
49,00
51,00
Saipem SA
Soci Terzi
SAS Port de Tanger
Soci Terzi
50,00
50,00
33,33
66,67
Saipem SGPS SA
Soci Terzi
Snamprog. F. Sàrl
Soci Terzi
Saipem SA
Soci Terzi
Starstroi Llc
Saipem SA
Soci Terzi
Haldor Topsøe AS
Delong H-ECMP Lda
Soci Terzi
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
% Consolidata
di pertinenza Eni
% Possesso
Soci
Capitale
Valuta
Sede
Denominazione
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A L L E G AT I A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA - I m p r e s e c o l l e g a t e
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
Co.
Co.
P.N.
50,00
50,00
50,00
50,00
50,00
50,00
100,00
P.N.
60,00
40,00
P.N.
P.N.
P.N.
100,00
49,00
51,00
P.N.
(*) C.I. = consolidamento integrale, C.P. = consolidamento proporzionale, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo.
(†) La società è a controllo congiunto.
(8) Inclusa negli elenchi di cui agli artt. 1 e 2 del Decreto Ministeriale 21 novembre 2001: il reddito di competenza di Gruppo è soggetto a tassazione in Italia.
(9) Inclusa negli elenchi di cui agli artt. 1 e 2 del Decreto Ministeriale 21 novembre 2001: non soggetta a imposizione in Italia a seguito dell’accoglimento dell’istanza di interpello da parte
dell’Agenzia delle Entrate.
(13) Inclusa nell’elenco di cui all’art. 3 del Decreto Ministeriale 21 novembre 2001: il reddito di competenza di Gruppo è soggetto a tassazione in Italia.
211
Tchad Cameroon
Maintenance BV
T.C.P.I. Angola Tecnoprojecto
Internacional SA (10)
Technip-Zachry-Saipem Lng, Lp (†)
Tecnoprojecto
Internacional Projectos e
Realizações Industriais SA
Topsøe Fuel Cell AS
TSKJ - Serviços de
Engenharia Lda
TSKJ - US Llc
TSLNG Snc
TSS Dalia Snc (†)
TS USAN Snc (†)
TZS, Llc (NV) (†)
TZS, Llc (TX) (†)
Upstream Constructors
International Fzco (†) (8)
(in liquidazione)
ZAO Haldor Topsøe
02 PEARL Snc (†)
(*)
(†)
(8)
(10)
Schiedam
(Paesi Bassi)
Luanda
(Angola)
Houston
(USA)
Linda-a-Velha Concelho De Oeiras
(Portogallo)
Kongens Lyngby
(Danimarca)
Funchal
(Portogallo)
Wilmington
(USA)
Courbevoie
(Francia)
Courbevoie
(Francia)
Courbevoie
(Francia)
Reno
(USA)
San Antonio
(USA)
Dubai
(Emirati Arabi Uniti)
Mosca
(Russia)
Montigny
Le Bretonneux
(Francia)
EUR
18.000
AOA
9.000.000
USD
5.000
EUR
700.000
DKK
15.000.000
EUR
5.000
USD
1.000
EUR
20.000
EUR
EUR
20.000
USD
10.000
USD
5.000
AED
600.000
RUB
3.500.000
EUR
1.000
Saipem SA
Soci Terzi
Petromar Lda
Soci Terzi
TZS Llc (NV)
TZS Llc (TX)
Saipem SA
Soci Terzi
Haldor Topsøe AS
Samprog. Netherl. BV
Soci Terzi
Snamprogetti Usa Inc
Soci Terzi
Saipem SA
Soci Terzi
Saipem SA
Soci Terzi
Saipem SA
Soci Terzi
Saipem America Inc
Soci Terzi
Saipem America Inc
Soci Terzi
Saibos Con. Mar. Lda
Soci Terzi
Haldor Topsøe AS
Saipem SA
Soci Terzi
40,00
60,00
35,00
65,00
99,00
1,00
42,50
57,50
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
P.N.
P.N.
P.N.
100,00
25,00
75,00
25,00
75,00
50,00
50,00
27,50
72,50
50,00
50,00
20,00
80,00
20,00
80,00
50,00
50,00
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
100,00
50,00
50,00
C.I. = consolidamento integrale, C.P. = consolidamento proporzionale, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo.
La società è a controllo congiunto.
Inclusa negli elenchi di cui agli artt. 1 e 2 del Decreto Ministeriale 21 novembre 2001: il reddito di competenza di Gruppo è soggetto a tassazione in Italia.
Inclusa nell’elenco di cui all’art. 3 del Decreto Ministeriale 21 novembre 2001: non si avvale di regimi fiscali privilegiati.
212
% Consolidata
di pertinenza Eni
% Possesso
Soci
Capitale
Valuta
Sede
Denominazione
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A L L E G AT I A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA - I m p r e s e c o l l e g a t e
P.N.
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A L L E G AT I A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA - I m p r e s e c o l l e g a t e
Altre attività
Cittadella della
Ricerca
Giulianova
EUR
51.645,690
EUR
10.845,600
Roma
EUR
51.645,700
Genova
EUR
1.549.370,700
Roma
EUR
154.500
Ferrandina
EUR
4.644.000
Ferrara
EUR
5.270.000
Manfredonia Sviluppo ScpA
(in liquidazione)
Ottana Sviluppo ScpA
(in liquidazione)
Servizi Porto Marghera Scarl
Foggia
EUR
255.000
Nuoro
EUR
516.000
Venezia
EUR
8.751.500
Vega Parco Scientifico
Tecnologico di Venezia Scarl
Venezia
EUR
12.411.876
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
Consorzio Cosmes
(in liquidazione)
Consorzio Gas Scanno
(in liquidazione)
Consorzio Industriale
Nazionale Superconduttori CINS
(in liquidazione)
Consorzio Palazzo Ducale
(in liquidazione)
Consorzio Prometeo
(in liquidazione)
Filatura Tessile
Nazionale Italiana - FILTENI SpA
(in liquidazione)
IFM Ferrara Scarl
% Consolidata
di pertinenza Eni
100.000
% Possesso
EUR
Soci
Genova
Capitale
Sede
Cengio Sviluppo ScpA
Valuta
Denominazione
IN ITALIA
Syndial SpA
Soci Terzi
Syndial SpA
Soci Terzi
Syndial SpA
Soci Terzi
Syndial SpA
Soci Terzi
40,00
60,00
48,50
51,50
33,33
66,67
20,00
80,00
P.N.
Syndial SpA
Soci Terzi
Syndial SpA
Soci Terzi
Syndial SpA
Soci Terzi
32,00
68,00
26,60
73,40
59,55 (a)
40,45
Co.
Polimeri Europa SpA
Syndial SpA
S.E.F. Srl
Soci Terzi
Syndial SpA
Soci Terzi
Syndial SpA
Soci Terzi
Polimeri Europa SpA
Syndial SpA
Soci Terzi
Syndial SpA
Eni SpA
Soci Terzi
19,74
11,58
10,70
57,98
32,26
67,74
30,00
70,00
32,47
25,73
41,80
18,35
2,82
78,83
Co.
Co.
Co.
Co.
Co.
P.N.
Co.
P.N.
P.N.
Co.
(*) C.I. = consolidamento integrale, C.P. = consolidamento proporzionale, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo.
(a) Quota di controllo:
Syndial SpA
48,00
Soci Terzi
52,00
213
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A L L E G AT I A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA - A l t r e p a r t e c i p a z i o n i r i l e v a n t i
ALTRE PARTECIPAZIONI RILEVANTI
Exploration & Production
Thetis - Polo delle tecnologie del Mare
(in liquidazione)
Venezia
EUR
74.886
Administradora del Golfo
de Paria Este SA
Bonny Gas Transport Ltd
Caracas
(Venezuela)
Hamilton
(Bermuda)
VEB
100.000
USD
1.000.000
Brass LNG Ltd
Lagos
(Nigeria)
West Perth Western
(Australia)
West Trenton
(USA)
Lagos
(Nigeria)
Woking Surrey
(Regno Unito)
San Pietroburgo
(Russia)
Port of Spain
(Trinidad e Tobago)
Il Cairo
(Egitto)
USD
1.000.000
AUD
1.777.529.998
USD
1
USD
1.138.207.000
GBP
7.614.062
RUB
7.586.079,422
USD
10.000
EGP
20.000
% Possesso
Soci
Capitale
Valuta
Sede
Denominazione
IN ITALIA
Tecnomare SpA
Soci terzi
20,00
80,00
Eni Venezuela BV
Soci Terzi
Nigeria LNG Ltd
Eni Int. NA NV Sàrl
Soci Terzi
Eni Int. NA NV Sàrl
Soci Terzi
LNG Australia BV
Soci Terzi
Eni Oil & Gas Inc
Soci Terzi
Eni Int. NA NV Sàrl
Soci Terzi
Eni SpA
Soci Terzi
Eni PetroRussia BV
Soci Terzi
Eni T&T Ltd
Soci Terzi
Ieoc Production BV
Soci Terzi
19,50
80,50
99,99
(..)
(..)
17,00
83,00
12,04
87,96
17,50
82,50
10,40
89,60
10,32
89,68
20,00
80,00
17,31
82,69
12,50
87,50
ALL’ESTERO
Darwin LNG Pty Ltd
New Liberty Residential Co Llc
Nigeria LNG Ltd
Norsea Pipeline Ltd
OAO Gazprom Neft
Point Fortin LNG Exports Ltd
Torsina Oil Co
214
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A L L E G AT I A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA - A l t r e p a r t e c i p a z i o n i r i l e v a n t i
GAS & POWER
Agenzia Napoletana per
l'Energia e per l'Ambiente
Pubblitecnica SpA
(in liquidazione)
Napoli
EUR
472.558,060
Roma
EUR
836.500
Aveiro
(Portogallo)
Emden
(Germania)
EUR
20.500.000
EUR
1.533.875,640
% Possesso
Soci
Capitale
Valuta
Sede
Denominazione
IN ITALIA
Napoletana Gas SpA
Soci Terzi
Italgas SpA
Soci Terzi
11,48
88,52
13,29
86,71
Eni SpA
Soci Terzi
Eni G&P GmbH
Soci Terzi
10,59
89,41
13,04
86,96
ALL'ESTERO
Lusitaniagas - Companhia
de Gas do Centro SA
Norsea Gas GmbH
215
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A L L E G AT I A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA - A l t r e p a r t e c i p a z i o n i r i l e v a n t i
Refining & Marketing
251.935
Consorzio Obbligatorio
degli Oli Usati
Società Italiana
Oleodotti di Gaeta SpA (*)
Roma
EUR
36.149
Roma
ITL
360.000.000
EUR
478.614
CZK
9.348.240.000
USD
1.021.532,520
EUR
3.954.489
EUR
7.500
EUR
12.800
EUR
29.338.156
ETB
13.672.000
EUR
959.332
USD
4.298.000
EUR
843.080
% Possesso
EUR
Soci
Bianconese
Fontevivo
Capitale
Sede
Consorzio dei Servizi
dell'Interporto di Parma
Valuta
Denominazione
IN ITALIA
Ce.P.I.M. SpA
Eni SpA
Soci Terzi
Eni SpA
Soci Terzi
Eni SpA
Soci Terzi
23,60
0,70
75,70
19,17
80,83
72,48
27,52
Agip Deutsch. GmbH
Soci Terzi
Eni International BV
Soci Terzi
Agip Ecuador SA
Soci Terzi
Agip France Sàrl
Soci Terzi
Agip France Sàrl
Soci Terzi
Agip France Sàrl
Soci Terzi
Agip Deutsch. GmbH
Soci Terzi
Eni International BV
Soci Terzi
Agip Deutsch. GmbH
Soci Terzi
Eni International BV
Soci Terzi
Agip Deutsch. GmbH
Soci Terzi
12,50
87,50
16,33
83,67
13,31
86,69
16,81
83,19
18,00
82,00
12,50
87,50
11,11
88,89
12,25
87,75
12,50
87,50
11,98
88,02
12,50
87,50
ALL' ESTERO
BFS Berlin Fuelling
Services GbR
Ceska Rafinerska AS
Compania de Economia
Mixta ‘Austrogas’
Dépot Pétrolier de Fos SA
GIE Groupement Pétrolier
de la Côte d'Azur Ltd
G.I.P. Groupement
Immobilier Petrolier
Hydranten-Betriebs-Gesellschaft,
Flughafen Frankfurt/Main GbR
Lobee JV
(in liquidazione)
Tanklager - Gesellschaft Tegel (TGT) Gesellschaft
buergerlichen Rechts
Tema Lube Oil Co Ltd
Turbo Fuel Service Berlin GbR
(*)
Berlino
(Germania)
Litvinov
(Repubblica Ceca)
Cuenca
(Ecuador)
Fos-sur-Mer
(Francia)
Puteaux
(Francia)
Tremblay Les Gonesse
(Francia)
Francoforte sul Meno
(Germania)
Addis Abeba
(Etiopia)
Berlino
(Germania)
Accra
(Ghana)
Amburgo
(Germania)
La società è sottoposta ad amministrazione straordinaria ai sensi della Legge n. 95 del 3 aprile 1979.
216
Consorzio Acquedotto Albania-Italia
Roma
Snamprogetti SpA
Soci Terzi
(*) C.I. = consolidamento integrale, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo
217
Metodo
di consolidamento
o criterio
(*)
% Possessodi valutazione
% Possesso
619.743
Soci
Soci
Capitale
EUR
Capitale
Sede
Sede
Valuta
IN ITALIA
Valuta
Denominazione
Denominazione
Ingegneria & Costruzioni
% Consolidata
di pertinenza Eni
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A L L E G AT
E NI I ABLILLAA N
RC
E LI O
A Z2I 0
O0N6E /SAE M
L LEESGTAT
R AI LAELCBOI LNASN
OCL I O
DATA
C O N- SAOl tLrI e
DATO
p a r t e- cI m
i ppa rzei os n
e i croi l leevgaanttei
18,08
81,92
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A L L E G AT I A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA - A l t r e p a r t e c i p a z i o n i r i l e v a n t i
Altre attività
453.238
Società per la Promozione Industriale
del Nord Sardegna cpA
Sassari
EUR
516.000
218
Syndial SpA
Soci terzi
Syndial SpA
Soci terzi
% Possesso
EUR
Soci
Venezia
Capitale
Sede
Consorzio Venezia Ricerche
Valuta
Denominazione
IN ITALIA
14,88
85,12
15,00
85,00
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A L L E G AT
E NI I ABLILLAA N
RC
E LI O
A Z2I 0
O0N6E /SAE M
L LEESGTAT
R AI LAELCBOI LNASN
OCL I O
DATA
C O N- SAOl tLrI e
DATO
p a r t e- cI m
i ppa rzei os n
e i croi l leevgaanttei
Corporate e società finanziarie
Consorzio per l’Innovazione nella Gestione
delle Imprese e della Pubblica Amministrazione
Milano
EUR
150.000
% Possesso
Soci
Capitale
Valuta
Sede
Denominazione
IN ITALIA
Eni Corporate U. SpA
Soci terzi
(*) C.I. = consolidamento integrale, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo
219
10,67
89,33
E N I R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E 2 0 0 7 / A L L E G AT I A L L A R E L A Z I O N E S E M E S T R A L E C O N S O L I DATA - A l t r e p a r t e c i p a z i o n i r i l e v a n t i
VARIAZIONI DELL’AREA DI CONSOLIDAMENTO VERIFICATESI NEL SEMESTRE
Imprese consolidate con il metodo integrale
IMPRESE INCLUSE (N. 7)
Eni G&P France BV
Eni PetroRussia BV
TIGÁZ_DSO Földgázelosztó Kft
Eni East Africa SpA
Eni Mali BV
Eni Timor Leste SpA
Snamprogetti Romania Srl
Amsterdam
Amsterdam
Hajdúszoboszló
San Donato Milanese
Amsterdam
San Donato Milanese
Bucarest
Gas & Power
Exploration & Production
Gas & Power
Exploration & Production
Exploration & Production
Exploration & Production
Ingegneria & Costruzioni
Costituzione
Costituzione
Costituzione
Rilevanza
Rilevanza
Rilevanza
Rilevanza
Roma
Amsterdam
Londra
Refining & Marketing
Exploration & Production
Exploration & Production
Fusione
Cessione del controllo
Irrilevanza
Mosca
Palermo
San Donato Milanese
Montigny-Le Bretonneux
Exploration & Production
Gas & Power
Corporate e società finanziarie
Ingegneria & Costruzioni
Cessione del controllo
Fusione
Fusione
Cancellazione
IMPRESE ESCLUSE (N. 7)
Eni Portugal Investment SpA
Eni Russia BV
Eni Ventures plc
(in liquidazione)
OOO EniNeftegaz
Siciliana Gas Vendite SpA
Società Finanziaria Eni SpA
Sociètè Nouvelle Technigaz SA
(in liquidazione)
220
Società per Azioni
Sede legale in Roma, Piazzale Enrico Mattei, 1
Capitale sociale al 31 dicembre 2006:
euro 4.005.358.876 interamente versato
Registro delle Imprese di Roma,
codice fiscale 00484960588
Sedi secondarie:
San Donato Milanese (MI) - Via Emilia, 1
San Donato Milanese (MI) - Piazza Ezio Vanoni, 1
Ufficio rapporti con gli investitori
Piazza Ezio Vanoni, 1 - 20097 San Donato Milanese (MI)
Tel. +39-0252051651 - Fax +39-0252031929
e-mail: [email protected]
Pubblicazioni
Bilancio redatto ai sensi del D.Lgs. 9 aprile 1991, n. 127
Annual Report
Annual Report on Form 20-F
redatto per il deposito presso la Securities
and Exchange Commission
Bilancio di Sostenibilità
(in italiano e in inglese)
Fact Book (in italiano e in inglese)
Eni in 2006 (in inglese)
Relazione trimestrale al 31 marzo, al 30 giugno
e al 30 settembre
(in italiano e in inglese)
Relazione semestrale al 30 giugno
redatta ai sensi dell’art. 2428 del codice civile
Report on the First Half
Sito internet: www.eni.it
Centralino: +39-0659821
Numero verde: 800940924
Casella e-mail: [email protected]
ADRs/Depositary
Morgan Guaranty Trust Company of New York
ADR Department
60 Wall Street (36th Floor)
New York, New York 10260
Tel. 212-648-3164
ADRs/Transfer agent
Morgan ADR Service Center
2 Heritage Drive
North Quincy, MA 02171
Tel. 617-575-4328
Progetto grafico: Opera
Copertina: Grafica Internazionale - Roma
Impaginazione e supervisione: Korus - Roma
Stampa Digitale: Mari Group Communications - Roma
Società per Azioni
Piazzale Enrico Mattei 1 - 00144 Roma
Tel +39.0659821 • Fax +39.0659822141
www.eni.it