Relazione semestrale al 30 giugno 2006

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Relazione semestrale
al 30 giugno 2006
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 Direttore Generale
Paolo Scaroni (3)
Sindaci effettivi
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
Angelo Antonio Parente (9)
Divisione Gas & Power
Domenico Dispenza (5)
Divisione Refining & Marketing
Angelo Taraborelli (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.
(5) Nominato dal Consiglio di Amministrazione il 14 dicembre 2005, con
decorrenza 1° gennaio 2006
(6) Nominato dal Consiglio di Amministrazione il 14 aprile 2004
(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 28 maggio 2004 per un triennio
(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
21 settembre 2006
Relazione semestrale
al 30 giugno 2006
Sommario
Informazioni sulla gestione e situazione contabile consolidata di Eni
Informazioni sulla gestione
4
11
17
20
22
24
27
49
54
Relazione semestrale consolidata di Eni SpA
58
59
60
62
65
65
66
72
72
76
Informazioni relative alla capogruppo
Eni SpA
Eni SpA - Acconto dividendo 2006:
Relazione degli Amministratori
ai sensi dell’art. 2433-bis, comma 5,
del codice civile
122
Andamento operativo
Exploration & Production
Gas & Power
Refining & Marketing
Petrolchimica
Ingegneria e Costruzioni
Innovazione tecnologica
Commento ai risultati economico-finanziari
Altre informazioni
Glossario
Stato patrimoniale
Conto economico
Prospetto delle variazioni
nelle voci di patrimonio netto
Rendiconto finanziario
Criteri di redazione
Principi di consolidamento
Criteri di valutazione
Modifica dei criteri contabili
Utilizzo di stime contabili
Note alla relazione semestrale consolidata
132
Effetti derivanti dall’applicazione
dei principi contabili internazionali
Situazione contabile di Eni SpA al 30 giugno 2006
139
155
156
Altre informazioni
Acconto sul dividendo dell’esercizio 2006
Relazioni della Società di revisione
157
Allegati alla relazione semestrale
consolidata di Eni
164
200
Imprese e partecipazioni rilevanti
di Eni SpA al 30 giugno 2006
Variazioni dell’area di consolidamento
verificatesi nel semestre
Per Eni si intende Eni SpA e le imprese incluse nell’area di consolidamento
ENI RELAZIONE SEMESTRALE 2006
Highlights
› Nel primo semestre 2006 Eni ha conseguito l’utile netto di 5,28 miliardi di euro con un aumento di 0,9 miliardi di euro
rispetto al primo semestre 2005 (+21,5%) che riflette l’ottima performance operativa (+2,38 miliardi di euro). L’utile netto
adjusted che esclude gli effetti dell’utile di magazzino e degli special item1 è aumentato del 23,3% a 5,44 miliardi di euro
› In relazione ai risultati conseguiti il Consiglio di Amministrazione di Eni ha deliberato la distribuzione agli azionisti di un
acconto sul dividendo dell’esercizio 2006 di 0,60 euro per azione (0,45 euro nel 2005, +33,3%). Nel semestre sono state
acquistate 42 milioni di azioni proprie al costo di 978 milioni di euro
› La produzione di idrocarburi ha raggiunto 1,79 milioni di boe/giorno con un incremento del 4,3% rispetto al primo
semestre 2005 per effetto della crescita per linee interne registrata in particolare in Libia, Angola ed Egitto. L’aumento
si eleva al 6,1% se si esclude l’effetto prezzo nei Production Sharing Agreements (PSA) e nei contratti di buy-back (-32 mila
boe/giorno). Nonostante l’impatto negativo degli eventi non prevedibili in Venezuela e Nigeria, per il 2006 l’incremento
della produzione si collocherà a circa il 3% assumendo uno scenario di riferimento del prezzo medio del Brent di circa 55
dollari/barile
› L’attività esplorativa è stata intensificata: l’investimento del semestre di 378 milioni di euro è raddoppiato rispetto
allo stesso periodo del 2005. Sono state effettuate numerose scoperte di idrocarburi; le principali sono avvenute in Italia,
Nigeria, Congo, Algeria, Egitto, Libia e Norvegia. Inoltre il portafoglio esplorativo è stato rafforzato sia attraverso
l’acquisizione di ulteriori asset in aree di presenza consolidata come Pakistan, Australia, Congo e Angola, sia con l’ingresso
in nuovi Paesi a elevato potenziale quali Mozambico e Timor Est. La superficie complessiva lorda acquisita si estende
per circa 51.000 chilometri quadrati (di cui il 99% in qualità di operatore)
› Le vendite di gas naturale in Europa (51,82 miliardi di metri cubi) sono aumentate di 3,11 miliardi di metri cubi pari al
6,4% rispetto al primo semestre 2005, per effetto dell’incremento del numero dei clienti serviti
› Nell’ambito della strategia di diversificazione delle fonti di approvvigionamento del gas è stato firmato l’accordo
per il raddoppio dell’impianto di liquefazione di Damietta, in Egitto, attraverso la realizzazione di un secondo treno
della capacità di trattamento di 7,6 miliardi di metri cubi di gas/anno equivalenti a 5 milioni di tonnellate di GNL. Il
progetto consentirà a Eni di mettere in produzione nuovi giacimenti ubicati nell’offshore del delta del Nilo e porterà
l’impianto di Damietta a svolgere sempre più il ruolo di hub del gas nel bacino del Mediterraneo
› È stato definito con la turca Çalik Enerji il progetto paritetico di realizzazione dell’oleodotto che collegherà la costa turca
del Mar Nero presso Samsun con l’hub commerciale di Ceyhan sul Mediterraneo. La nuova infrastruttura della lunghezza
di 550 chilometri e della capacità massima di trasporto di 1,5 milioni di barili di greggio al giorno, equivalenti a circa
75 milioni di tonnellate all’anno, consentirà di esportare il petrolio russo e kazako verso i mercati occidentali evitando
l’attraversamento degli stretti del Bosforo e dei Dardanelli, contribuendo in tal modo alla tutela dell’ambiente
(1) Per la definizione e la riconduzione degli utili nella configurazione “a valori correnti”, che esclude l’utile/perdita di magazzino, e adjusted, che esclude inoltre gli special item,
v. il paragrafo “Riconduzione dell’utile operativo e dell’utile netto a quelli a valori correnti e adjusted” a pag. 37.
Eni e S&P MIB - 2 gennaio 2001 - 8 settembre 2006
Prezzo in euro azioni Eni
78
Valore
S&P MIB
54.000
24,00
71
50.000
22,00
64
46.000
20,00
57
42.000
18,00
50
38.000
16,00
43
34.000
14,00
36
30.000
12,00
29
26.000
10,00
22
22.000
8,00
15
18.000
26,00
2001
Prezzo medio mensile del Brent in USD per barile
2002
2003
2004
2005
2006
1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112 1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1112 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1112 1 2 3 4 5 6 7 8 9
Eni
2
S&P MIB
Brent
ENI RELAZIONE SEMESTRALE 2006
Principali dati economico-finanziari
Esercizio
2005
73.728
16.827
17.558
8.788
9.251
14.936
7.414
39.217
10.475
49.692
204
2,34
3,97
47,06
1.034
(milioni di euro)
Ricavi della gestione caratteristica
Utile operativo
Utile operativo adjusted
Utile netto di competenza Eni (1)
Utile netto adjusted di competenza Eni (1)
Flusso di cassa netto da attività di esercizio
Investimenti tecnici
Patrimonio netto compresi gli interessi di terzi azionisti
Indebitamento finanziario netto a fine periodo
Capitale investito netto
Costi di ricerca e sviluppo
Utile per azione
Cash flow per azione
Numero azioni proprie acquistate
Costo azioni proprie acquistate
(euro)
(euro)
(milioni)
2005
34.101
8.161
8.181
4.343
4.409
8.613
3.206
37.711
9.411
47.122
108
1,15
2,29
11,55
228
Primo semestre
2006
Var. ass.
44.323
10.222
10.542
2.381
10.587
2.406
5.275
932
5.437
1.028
10.668
2.055
3.054
(152)
39.863
2.152
6.394
(3.017)
46.257
(865)
102
(6)
1,42
0,27
2,87
0,58
41,97
30,42
978
750
Var. %
30,0
29,2
29,4
21,5
23,3
23,9
(4,7)
5,7
(32,1)
(1,8)
(5,6)
23,5
25,3
263,4
328,9
(1) Per la definizione e la riconduzione degli utili nella configurazione “a valori correnti”, che esclude l’utile/perdita di magazzino, e adjusted, che esclude inoltre gli special
item, v. il paragrafo “Riconduzione dell’utile operativo e dell’utile netto a quelli a valori correnti e adjusted” a pag. 37.
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 per l’intero esercizio.
Principali dati operativi
Esercizio
2005
1.111
626
1.737
93,81
5,82
30,22
22,77
51,63
6.282
7.282
5.376
8.188
10.122
72.258
2005
Produzione giornaliera di:
petrolio
(migliaia di barili)
gas naturale (1)
(migliaia di boe)
idrocarburi (1)
(migliaia di boe)
Vendite di gas naturale in Europa
(miliardi di metri cubi)
- di cui vendite upstream
Trasporto di gas naturale per conto terzi in Italia
Produzione venduta di energia elettrica
(terawattora)
Vendite di prodotti petroliferi
(milioni di tonnellate)
Stazioni di servizio a fine periodo (Italia + estero)
(numero)
Produzione di prodotti petrolchimici
(migliaia di tonnellate)
Vendite di prodotti petrolchimici
Ordini acquisiti nel settore Ingegneria e Costruzioni
(milioni di euro)
Portafoglio ordini nel settore Ingegneria e Costruzioni
(milioni di euro)
Dipendenti a fine periodo
(numero)
1.104
610
1.714
48,71
2,97
16,33
10,55
24,81
9.139
3.579
2.673
5.065
10.417
71.853
Primo semestre
2006
Var. ass.
1.099
688
1.787
51,82
3,08
16,49
12,42
24,87
6.282
3.554
2.680
5.970
12.455
72.329
(5)
78
73
3,11
0,11
0,16
1,87
0,06
(2.857)
(25)
7
905
2.038
476
Var. %
(0,5)
12,8
4,3
6,4
3,7
1,0
17,7
0,2
(31,3)
(0,7)
0,3
17,9
19,6
0,7
(1) Comprende la produzione di gas naturale utilizzata come autoconsumo (44, 42 e 50 mila boe/giorno, rispettivamente nel 2005, nel primo semestre 2005 e nel primo
semestre 2006).
Principali indicatori di mercato
Esercizio
2005
54,38
1,244
43,71
5,78
4,65
2,2
3,5
Prezzo medio del greggio Brent dated (1)
Cambio medio EUR/USD (2)
Prezzo medio in euro del greggio Brent dated
Margini europei medi di raffinazione (3)
Margini europei medi di raffinazione in euro
Euribor - euro a tre mesi
Libor - dollaro a tre mesi
(%)
(%)
2005
49,55
1,285
38,56
5,52
4,30
2,1
3,0
Primo semestre
2006
Var. ass.
65,69
16,14
1,229
(0,056)
53,45
14,89
4,36
(1,16)
3,55
(0,75)
2,8
0,7
4,9
1,9
Var. %
32,6
(4,4)
38,6
(21,0)
(17,4)
33,3
63,3
(1) In USD per barile. Fonte: Platt’s Oilgram.
(2) Fonte: BCE.
(3) In USD per barile FOB Mediterraneo greggio Brent. Elaborazione Eni su dati Platt’s Oilgram.
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 6 / A N DA M E N TO O P E R AT I VO
Portafoglio minerario
e attività di esplorazione
Al 30 giugno 2006 il portafoglio minerario di Eni consiste in 1.054 titoli1 (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 303.507 chilometri quadrati (266.002 al 31
dicembre 2005), di cui 52.940 relativi a permessi di coltivazione e sviluppo (55.098 al 31 dicembre 2005).
All’estero la superficie complessiva (280.357 chilometri
quadrati) è aumentata di 34.408 chilometri quadrati per
effetto dell’ottenimento di licenze esplorative in Angola,
Congo, Egitto, Pakistan, Australia, Venezuela, Brasile,
Norvegia, Stati Uniti e, come nuovi Paesi, Mozambico e
Timor Est.
In Italia la superficie complessiva (23.150 chilometri
quadrati) è diminuita di 903 chilometri quadrati a seguito di rilasci.
Nel semestre è stata eseguita un’intensa campagna
esplorativa nelle aree di presenza consolidata, come
testimoniano gli importanti investimenti sostenuti (378
milioni di euro; +103% rispetto al primo semestre 2005).
Sono stati ultimati 34 nuovi pozzi esplorativi (20 in
quota Eni), rispetto ai 28 pozzi del primo semestre 2005
(9 in quota Eni). Il coefficiente di successo è stato del
25,9% (31,2% in quota Eni), a fronte del 25,8% (40,2% in
quota Eni) del primo semestre 2005.
(1) Di cui un titolo di esplorazione e sviluppo posseduto tramite joint venture valutata con il metodo del patrimonio netto e 5 titoli di esplorazione posseduti tramite società collegate per le iniziative in Arabia Saudita, Russia e Spagna.
Produzione
Esercizio
Primo semestre
2005
1.737
Produzione giornaliera di idrocarburi (1)
(migliaia di boe)
2006
Var. ass.
Var. %
1.714
1.787
73
4,3
261
Italia
267
242
(25)
(9,4)
480
Africa Settentrionale
449
548
99
22,0
343
Africa Occidentale
326
375
49
15,0
283
Mare del Nord
288
291
3
1,0
(53)
(13,8)
370
614,9
Resto del mondo
Produzione venduta (1)
(milioni di boe)
(1) Include la quota Eni della produzione di joint venture valutate con il metodo del patrimonio netto.
4
2005
384
331
301,4
313,6
12,2
4,0
Nel primo semestre 2006 la produzione giornaliera di
idrocarburi di 1.787 mila barili di petrolio equivalente
(boe) aumenta di 73 mila boe rispetto al primo semestre
2005 (+4,3%) per effetto della crescita per linee interne
registrata in particolare in Libia, Angola ed Egitto. Questi
aumenti sono stati parzialmente assorbiti: (i) dalla minore attribuzione di produzione (-32 mila boe/giorno) nei
PSA e nei contratti di buy-back dovuta all’aumento del
prezzo del barile; (ii) dalla risoluzione unilaterale da parte
della compagnia petrolifera di Stato Petróleos de
Venezuela SA (PDVSA) del contratto relativo alle attività
minerarie di Dación con effetto dal 1° aprile 2006 (l’incidenza media sul primo semestre 2006 è stata di -29 mila
barili/giorno); (iii) dal declino produttivo di giacimenti
maturi, essenzialmente in Italia (gas naturale); (iv) dagli
impatti delle fermate di impianti in Nigeria per effetto
delle tensioni locali, degli uragani nel Golfo del Messico e
di problemi tecnici agli impianti di produzione verificatisi in Norvegia, Italia e Kazakhstan. L’aumento si eleva al
6,1% se si esclude l’effetto prezzo nei PSA e nei contratti di
buy-back. La quota di produzione estera sul totale raggiunge l’86% (84% nel primo semestre 2005).
La produzione giornaliera di petrolio e condensati (1.099
mila barili) è in linea rispetto al primo semestre 2005
(-0,5%). Le diminuzioni hanno riguardato: (i) il Venezuela,
a seguito della risoluzione unilaterale da parte della compagnia petrolifera di Stato Petróleos de Venezuela SA
(PDVSA) del contratto relativo alle attività minerarie di
Dación con effetto dal 1° aprile 2006; (ii) la Nigeria, a
seguito delle fermate di impianti per effetto delle tensioni
locali, il cui impatto è stato parzialmente compensato dall’entrata a regime del giacimento Bonga nel permesso
OML 118 (Eni 12,5%); (iii) l’Italia, a seguito dei problemi
tecnici verificatisi all’FPSO del giacimento Aquila; (iv) il
Kazakhstan, per effetto degli interventi di manutenzione
sulle facility del giacimento Karachaganak nella prima
parte dell’anno; (v) gli Stati Uniti, a seguito dell’impatto
residuo degli uragani verificatisi nel quarto trimestre
2005. Gli aumenti hanno riguardato: (i) l’Angola, per effetto dell’entrata a regime dei giacimenti Kissanje e Dikanza,
nell’ambito della fase B del progetto di sviluppo Kizomba
nel Blocco 15 (Eni 20%), e North Sanha/Bomboco nel
Blocco 0 (Eni 9,8%), nonché dell’avvio dei giacimenti del
progetto integrato Benguela/Belize/Lobito/Tomboco nel
Blocco 14 (Eni 20%); (ii) la Libia, per effetto dell’entrata a
regime del giacimento offshore Bahr Essalam nell’ambito
del Western Libyan Gas Project (Eni 50%); (iii) l’Algeria, per
la crescita produttiva del giacimento Rod e satelliti (Eni
operatore con il 63,96%).
La produzione giornaliera di gas naturale (688 mila boe)
è aumentata di 78 mila boe rispetto al primo semestre
2005, pari al 12,8%, a seguito essenzialmente degli incrementi registrati in: (i) Libia, per effetto dell’entrata a regime del giacimento Bahr Essalam (Eni 50%); (ii) Egitto, per
effetto dell’entrata a regime della piattaforma el Temsah
4 e del giacimento Barboni nell’offshore del delta del Nilo
e della crescita delle forniture all’impianto di liquefazione di Damietta (Eni 40%); (iii) Nigeria, per effetto della
Esercizio
Primo semestre
2005
1.111
86
Produzione giornaliera di petrolio e condensati (1)
(migliaia di barili)
Italia
2005
2006
1.104
1.099
Var. ass.
(5)
Var. %
(0,5)
89
79
(10)
(11,2)
308
300
326
26
8,7
310
Africa Occidentale
294
330
36
12,2
179
Mare del Nord
184
183
(1)
(0,5)
228
Resto del mondo
237
181
(56)
(23,6)
198,9
197,4
(1,5)
(0,8)
2005
2006
Var. ass.
Var. %
610
688
78
12,8
Italia
178
163
(15)
149
222
73
49,0
32
45
13
40,6
402,6
Produzione venduta (1)
(milioni di barili)
Esercizio
Primo semestre
2005
626
175
172
33
Produzione giornaliera di gas naturale (1)
(migliaia di boe)
Africa Occidentale
(8,4)
104
Mare del Nord
104
108
4
3,8
142
Resto del mondo
147
150
3
2,0
102,5
116,2
13,7
13,4
212,3
Produzione venduta
(1)
(milioni di boe)
5
crescita delle forniture all’impianto di liquefazione di
Bonny (Eni 10,4%) in relazione all’avvio dei treni di trattamento 4 e 5; (iv) Australia, a seguito dell’avvio delle
forniture all’impianto di liquefazione di Darwin collegato al giacimento a liquidi e gas Bayu Undan (Eni 12,04%).
Questi aumenti sono stati parzialmente assorbiti dalla
riduzione registrata in Italia, a seguito del declino produttivo di giacimenti maturi, e dagli impatti degli uragani nel Golfo del Messico.
La produzione venduta di idrocarburi è stata di 313,6
milioni di boe. La differenza rispetto alla produzione di 9,8
milioni di boe è dovuta essenzialmente ai volumi di gas
naturale destinati all’autoconsumo (9,1 milioni di boe).
Principali iniziative di esplorazione
e di sviluppo
ALGERIA Attività esplorativa: a) nel Blocco onshore 403a
(Eni 50%) i pozzi di appraisal Rom N2 e N3 hanno rinvenuto una mineralizzazione di petrolio alla profondità di
circa 3.300 metri; b) nel Blocco onshore 404a (Eni 25%) il
pozzo di scoperta BBKS-1 ha rinvenuto la presenza di
petrolio alla profondità di 3.350 metri.
I principali progetti di sviluppo in corso riguardano:
(i) ROM Integrated, che prevede la messa in produzione
delle riserve scoperte con la recente attività di appraisal
condotta nell’area. Il recupero delle riserve avverrà
anche attraverso l’iniezione in giacimento del gas attualmente bruciato al centro satellite di ROM con il progressivo abbattimento fino al 90% circa dei volumi bruciati. Il
picco produttivo del progetto di 34 mila barili/giorno
(13 mila in quota Eni) è atteso nel 2009; (ii) il Blocco 208
(Eni 12,25%), IAN e EOR nel Blocco 212 con avvio atteso
nel 2010, attraverso la perforazione di 145 pozzi e la realizzazione di una Central Production Facility per la produzione di petrolio stabilizzato, condensati ed NGL. Nel
semestre è proseguita l’attività di ingegneria di base che
è attualmente completata al 71%. Il picco produttivo di
181 mila barili/giorno (19 mila in quota Eni) è atteso nel
2010.
Lo Stato algerino ha in corso una riforma della fiscalità
delle imprese petrolifere che, per la parte già in vigore,
non modifica direttamente il regime fiscale dei contratti
esistenti (Production Sharing Agreement - “PSA”) di cui
sono parti le compagnie straniere presenti nel Paese.
Tuttavia la compagnia di Stato Sonatrach ha chiesto a Eni
e/o agli operatori delle joint venture di cui Eni fa parte la
rinegoziazione dei termini dei PSA tra essi esistenti,
motivandola con la necessità di ricondurre tali contratti
all’equilibrio economico originario che Sonatrach ritiene sia stato modificato a suo danno a seguito dell’introduzione a suo carico di nuovi oneri fiscali. L’esito di tali
negoziazioni non è al momento prevedibile. Inoltre il
Governo algerino ha di recente approvato una proposta
di modifica dell’attuale legge petrolifera che prevede, tra
l’altro, l’introduzione a carico delle compagnie straniere
firmatarie degli esistenti PSA di un’imposta aggiuntiva
applicabile nel caso in cui le quotazioni del petrolio
superino i 30 USD per barile. La proposta di legge dovrà
essere approvata dal Parlamento ed essere poi dettagliata tramite successivi decreti di attuazione. Non è quindi
al momento possibile una stima degli eventuali maggiori oneri tributari.
ANGOLA Attività esplorativa: nel Blocco 15 (Eni 20%) il
pozzo di appraisal Tchihumba 2 ha rinvenuto la presenza
di petrolio alla profondità di circa 3 mila metri.
Nel maggio 2006, in esito a una gara internazionale, Eni
si è aggiudicata con il ruolo di operatore (Eni 35%) la
licenza esplorativa del Blocco offshore 15/06 della superficie lorda di circa 2.200 chilometri quadrati. Il programma esplorativo prevede la perforazione di otto pozzi nell’arco di cinque anni e un’opzione per un’estensione
della durata della licenza di tre anni con la perforazione
di tre pozzi.
Nel marzo 2006 è stato firmato un joint operating
agreement (Eni 12%) relativo al Blocco 3/05-A. Il programma esplorativo prevede la perforazione di un pozzo
esplorativo nell’arco di tre anni e un’opzione per un’estensione della durata dell’agreement di due anni con la
perforazione di un pozzo addizionale.
Nel gennaio 2006 sono stati avviati i giacimenti di petrolio Benguela, Belize, Lobito e Tomboco nel Blocco 14 (Eni
20%) a una profondità d’acqua di circa 500 metri. Lo
sfruttamento dei quattro giacimenti avviene attraverso
una Compliant Piled Tower2 dotata di facility di trattamento per Benguela/Belize e un sistema sottomarino di
collegamento per Lobito/Tomboco. Il picco produttivo
di 200 mila barili/giorno (32 mila in quota Eni) è atteso
nel 2008.
Nell’ambito del piano di sviluppo del giacimento di
petrolio Banzala nel Blocco 0 in Cabinda (Eni 9,8%) è in
corso la costruzione delle due piattaforme di sviluppo
Banzala B/C, che affiancheranno l’esistente Banzala A, e
la perforazione dei pozzi produttori e di water injection.
L’avvio della produzione è previsto nel dicembre 2006
per Banzala C e nel primo trimestre 2007 per Banzala B;
(2) Piattaforma offshore flessibile al vento, alle onde, alle correnti marine e sostenuta da pali d’acciaio ancorati al fondale marino.
6
il picco produttivo di 25 mila barili/giorno (2 mila in
quota Eni) è atteso nel 2007.
Nel marzo 2006 è stato avviato lo sviluppo dei giacimenti di petrolio Mondo e Saxi/Batuque nell’ambito
della fase C di messa in produzione delle riserve dell’area
Kizomba nel Blocco 15 (Eni 15%) nell’offshore profondo.
L’avvio della produzione è previsto nel primo semestre
2008; il picco produttivo di 100 mila barili/giorno per
entrambi i progetti (18 mila in quota Eni) è atteso rispettivamente nel 2008 e nel 2009.
AUSTRALIA Attività esplorativa: nel Blocco offshore
WA-25-L (Eni 65% operatore) il pozzo di appraisal
Woollybutt-5 ha rinvenuto una mineralizzazione di
petrolio alla profondità di 2.865 metri.
Nel giugno 2006 Eni ha avviato lo sviluppo del giacimento a gas e liquidi Blacktip (Eni 100%) situato nel Blocco
WA-279-P nel Bonaparte Basin, a una profondità d’acqua
di 50 metri. Il progetto con avvio atteso nel gennaio
2009 prevede la perforazione di 2 pozzi di sviluppo, l’installazione di una piattaforma di produzione, la posa di
una pipeline offshore della lunghezza di 108 chilometri e
la realizzazione sulla terraferma di un impianto di trattamento del gas della capacità di 1,3 miliardi di metri
cubi/anno. In forza del contratto della durata di venticinque anni firmato con la Darwin Power & Water Utility Co,
saranno forniti complessivamente 20 miliardi di metri
cubi di gas con l’opzione di futuri incrementi dei volumi
forniti.
Nel febbraio 2006 è avvenuta la spedizione del primo
carico di GNL dall’impianto di liquefazione di Darwin
destinato al mercato giapponese a due compagnie operanti nel campo energetico e nella distribuzione del gas.
L’impianto della capacità di 3,5 milioni di tonnellate/anno di GNL (equivalenti alla carica di 4,9 miliardi di
metri cubi/anno di gas naturale) è collegato attraverso
un gasdotto della lunghezza di circa 500 chilometri al
giacimento a gas e liquidi di Bayu Undan. Il giacimento è
situato a una profondità d’acqua di 80 metri nei permessi JPDA 03-12 e JPDA 03-13 nelle acque di cooperazione
internazionale tra Australia e Timor Est (Eni 12,04%). Il
progetto di sviluppo ha visto la sua realizzazione in due
fasi: la prima, conclusasi nel 2004, con produzione e
separazione offshore dei liquidi e re-iniezione del gas; e
la seconda con la realizzazione delle infrastrutture per
liquefare ed esportare il gas a Darwin. Il picco produttivo
del giacimento, superiore a 200 mila boe/giorno è atteso nel 2006 e la produzione in quota Eni nel primo semestre 2006 è stata superiore a 19.000 boe/giorno.
BRASILE Nel gennaio 2006, in esito a una gara internazio-
nale svolta nell’ottobre 2005, Eni si è aggiudicata con il
ruolo di operatore la licenza esplorativa della durata di
sei anni del Blocco BM-Cal-14. Il Blocco copre una superficie lorda di circa 750 chilometri quadrati in acque
profonde nel bacino di Camamu-Almada a circa 1.300
chilometri a Nord di Rio de Janeiro.
CONGO Attività esplorativa: nel permesso Mer Très
Profonde Sud (Eni 30%) il pozzo di scoperta Aurige Nord
Marine-1 ha rinvenuto la presenza di idrocarburi, erogando in fase di test circa 5 mila barili/giorno di petrolio.
Nell’aprile 2006, in esito a una gara internazionale, Eni si
è aggiudicata la licenza esplorativa dell’area Haute MerA situata nell’offshore profondo. Il Blocco copre una
superficie lorda di 2.175 chilometri quadrati. È in corso
l’assegnazione della licenza da parte dell’Autorità.
CROAZIA Attività esplorativa: nel permesso offshore Ivana
(Eni 50%) il pozzo di scoperta Ana 1 ha individuato la
presenza di gas a una profondità compresa tra 891 e
1.197 metri, erogando in fase di test 131.000 metri
cubi/giorno di gas; il pozzo di scoperta Vesna 1 ha individuato la presenza di gas a una profondità compresa tra
650 e 953 metri, erogando in fase di test 73.000 metri
cubi/giorno di gas.
Nell’ambito del piano di sviluppo delle riserve di gas del
permesso Ivana (Eni 50%), a 40 chilometri a Ovest di Pola
nell’offshore adriatico, è stata avviata la produzione delle
piattaforme Ivana C/K, nonché dei giacimenti Ika e Ida. La
produzione di questi giacimenti è convogliata alla piattaforma Ivana K e da qui, attraverso una condotta lunga
57 chilometri, alla piattaforma Garibaldi K per la commercializzazione sul mercato italiano. È in corso anche la
realizzazione di una condotta della lunghezza di 44 chilometri per il trasporto del gas sulla costa croata presso
Pola dove sarà realizzato un terminale di ricezione.
Attualmente la produzione di gas dei quattro giacimenti è di 3,7 milioni di metri cubi/giorno. È in corso lo sviluppo del campo Katarina attraverso l’utilizzo di tre piattaforme collegate tramite sealine a Marica e Barbara T2.
Lo start-up è previsto per fine 2006.
EGITTO Attività esplorativa: a) nel permesso offshore
Rudeis (Eni 50%) il pozzo di scoperta Abu Rudeis
Marine-4 ha evidenziato la presenza di petrolio a oltre 3
mila metri di profondità; b) nel permesso West Razzak
(Eni 40%) il pozzo di scoperta Aghar SW-1X ha evidenziato la presenza di petrolio di buona qualità su più livelli compresi tra 1.800 e 2.300 metri.
Nell’ambito dell’espansione dell’impianto GNL di
Damietta, nel giugno 2006 è stato firmato l’accordo
7
quadro per la costruzione di un secondo treno di trattamento con un investimento di 1,5 miliardi di dollari. Il
nuovo treno avrà capacità di liquefazione per 5 milioni di
tonnellate annue di GNL, pari alla carica di 7,6 miliardi di
metri cubi di gas all’anno per 20 anni con avvio nel 2010,
e raddoppierà la capacità di produzione dell’impianto
esistente. Eni assicurerà 2,5 miliardi di metri cubi/anno di
gas al secondo treno da nuove scoperte ubicate
nell’offshore del delta del Nilo, alcune delle quali in acque
profonde. Per la realizzazione dell’impianto sarà costituita una società i cui partner saranno Eni, Unión Fenosa,
SEGAS (Spanish Egyptian Gas Co), BP e gli enti di Stato
EGAS ed EGPC. Eni già fornisce al primo treno circa 1,5
miliardi di metri cubi/anno di gas naturale per venti anni.
KAZAKHSTAN Nell’ambito del PSA North Caspian Sea, di
cui Eni è operatore unico con il 18,52%, proseguono le
attività di sviluppo del giacimento Kashagan, considerato la più importante scoperta petrolifera al mondo degli
ultimi trent’anni.
Il 25 febbraio 2004 le Autorità kazake hanno approvato
il piano di sviluppo del giacimento che prevede la messa
in produzione in tre fasi successive, di cui la prima è in
corso, di riserve totali recuperabili di 7-9 miliardi di barili incrementabili fino a 13 miliardi mediante la re-iniezione parziale del gas.
Rispetto al piano di sviluppo della fase 1, è in corso una
verifica della configurazione di alcuni impianti offshore che,
senza modificare il concetto di sviluppo del campo, ha l’obiettivo di individuare opzioni per migliorare la sicurezza e
l’operabilità. Si può anticipare che alcuni cambiamenti
saranno necessari e che, vista la complessità del progetto e
lo stato avanzato di esecuzione della prima fase, questi
comporteranno un ritardo nell’avvio della produzione
rispetto a quanto previsto (2008). I costi e i tempi per la
realizzazione della prima fase del progetto sono in corso di
revisione e recepiranno anche gli effetti negativi dell’evoluzione dei tassi di cambio e del generale aumento dei costi
per materie prime e servizi che ha interessato l’industria
petrolifera.
Al 30 giugno 2006 sono stati assegnati contratti del valore complessivo di oltre 9,6 miliardi di dollari per l’esecuzione della prima fase di sviluppo del giacimento. Nella
realizzazione del progetto sono impiegate le più avanzate tecnologie per far fronte alle elevate pressioni in giacimento e alla presenza di acido solfidrico.
Nell’ambito del programma di valutazione delle numerose scoperte effettuate nell’area coperta dal PSA, nel
maggio 2006 è iniziata la perforazione del primo pozzo
di appraisal della struttura di Kairan (Kairan 2) con l’obiettivo di meglio caratterizzarne il reservoir.
8
LIBIA Attività esplorativa: nel Blocco offshore NC 41 (Eni
50%) il pozzo di scoperta T1 ha rinvenuto una mineralizzazione a gas alla profondità di 2.700 metri.
MOZAMBICO Nel marzo 2006, in esito a una gara internazionale, Eni si è aggiudicata la licenza esplorativa dell’Area 4, situata nell’offshore profondo del Rovum Basin
circa 2.000 chilometri a Nord della capitale Maputo. Il
Blocco copre una superficie lorda di 17.646 chilometri
quadrati all’interno di un bacino geologico finora inesplorato che secondo gli studi effettuati presenta elevata potenzialità mineraria.
NIGERIA Attività esplorativa: a) nel Blocco offshore OML
118 (Eni 12,5%) il pozzo di appraisal Bonga North 2 ha
rinvenuto la presenza di petrolio alla profondità di 3.560
metri; b) nel Blocco offshore OML 120 (Eni 100%) il pozzo
appraisal Oyo 2 Dir ha rinvenuto la presenza di petrolio
alla profondità di 2.730 metri.
Eni partecipa con il 10,4% nell’impianto di liquefazione di
gas naturale di Bonny, nella zona orientale del delta del
Niger. Attualmente l’impianto è in produzione con 5
treni della capacità produttiva di 17 milioni di tonnellate/anno di GNL, corrispondenti a circa 23 miliardi di
metri cubi/anno di carica di gas naturale. Il quarto e il
quinto treno sono entrati in esercizio tra la fine del 2005
e l’inizio del 2006. È in corso la realizzazione del sesto
treno della capacità produttiva di 4,1 milioni di tonnellate/anno di GNL, e l’ingegneria del settimo treno; questi
ulteriori ampliamenti porteranno la capacità produttiva
al 2011 a circa 30 milioni di tonnellate/anno di GNL, corrispondenti alla carica di circa 41 miliardi di metri
cubi/anno di gas. Le principali iniziative di sviluppo per
assicurare le forniture di gas all’impianto di Bonny
riguardano i Blocchi OML 60, 61, 62 e 63. A regime le forniture Eni dei sei treni dell’impianto saranno di 7,6 milioni di metri cubi/giorno (46 mila boe/giorno), incluso
Nase Gas (Eni 5%).
NORVEGIA Attività esplorativa: nel Blocco offshore Pl 229
(Eni 65% operatore) il pozzo 7122/7-3, appraisal della
scoperta Goliath, ha rinvenuto formazioni mineralizzate
di idrocarburi dello spessore complessivo di 180 metri
alla profondità di 2.701 metri.
Nel febbraio 2006, in esito a una gara internazionale, Eni
si è aggiudicata con il ruolo di operatore (Eni 20%) il
Blocco offshore 6607/11-122D nel bacino Halten Terrace
della superficie lorda di 7 chilometri quadrati.
Nel marzo 2006, in esito a una gara internazionale, Eni
si è aggiudicata (Eni 30%) i Blocchi offshore 7124/6 e
7125/4 della superficie lorda di 525 chilometri quadrati. Il programma esplorativo prevede la perforazione di
un pozzo nell’arco dei primi tre anni di durata della
licenza.
PAKISTAN Nel febbraio 2006, in esito a una gara internazionale, Eni si è aggiudicata con il ruolo di operatore due
licenze esplorative relative ai Blocchi Rjar/Mithi – zona I
e Thar/Umarkot – zona III. I due blocchi situati nell’Est
Sindh al confine con l’India si estendono su di una superficie lorda di circa 9.900 chilometri quadrati.
REGNO UNITO Attività esplorativa: a) nel Permesso P/011
Blocco 30/06a (Eni 33%), nel Mare del Nord Centrale, il
pozzo di scoperta 30/06°-F perforato alla profondità di
circa 4.570 metri ha rinvenuto la presenza di gas e condensati; b) nel Permesso P/672 Blocco 30/02c (Eni 7%),
nel Mare del Nord Centrale, il pozzo di scoperta
30/02c-09 ha rinvenuto la presenza di livelli mineralizzati
a gas e condensati alla profondità di 5.319 metri. Il pozzo
è stato allacciato alle facility di produzione esistenti.
Nel marzo 2006 è stata avviata la produzione del giacimento offshore a gas e condensati Glenelg (Eni 8%) situato a 240 chilometri a Nord-Est di Aberdeen. Lo sfruttamento del giacimento avviene utilizzando le facility della
vicina piattaforma di produzione Elgin Franklin (Eni
21,87%). La produzione a regime è attesa in circa 30 mila
boe/giorno (2.400 mila in quota Eni).
STATI UNITI Attività esplorativa: a) nel Blocco Green
Canyon 473 (Eni 50% operatore) è stata confermata la
presenza di petrolio di precedente scoperta; b) nel
Blocco Mississippi Canyon 546 (Eni 50%) il pozzo di
appraisal Longhorn ha rinvenuto la presenza di gas alla
profondità di circa 3.900 metri.
TIMOR EST Nel maggio 2006, in esito a una gara interna-
zionale, Eni si è aggiudicata con il ruolo di operatore (Eni
100%) cinque licenze esplorative relative alle contract
area A, B, C, E ed H, della superficie lorda di 12.183 chilometri quadrati, situate nell’offshore profondo compreso tra l’isola di Timor e la zona di cooperazione internazionale tra Timor East e Australia.
TURCHIA Il 14 giugno 2006 è stato pubblicato sulla gaz-
zetta ufficiale turca il decreto governativo, con ratifica
del Presidente della Repubblica, che assegna la licenza di
costruzione dell’oleodotto Samsun-Ceyhan alla società
turca Çalik Enerji, partner al 50% di Eni. Il by-pass degli
stretti turchi (Bosforo e Dardanelli) consentirà di trasportare il petrolio dall’area Caspio all’hub commerciale
di Ceyhan sul Mediterraneo. La nuova infrastruttura avrà
una lunghezza di 550 chilometri e una capacità massima
di trasporto di 1,5 milioni di barili/giorno, equivalenti a
circa 75 milioni di tonnellate all’anno. Il trasporto con
oleodotto rappresenta un’alternativa più efficiente ed
eco-compatibile rispetto al trasporto via mare attraverso gli stretti del Bosforo e dei Dardanelli.
VENEZUELA Nel gennaio 2006, in esito a una gara interna-
zionale, Eni si è aggiudicata la licenza esplorativa della
durata di trenta anni del Blocco Cardon IV, in joint
venture con un’altra compagnia petrolifera internazionale. Il Blocco è parte del progetto Rafael Urdaneta per lo
sviluppo delle riserve di gas naturale in un’area della
superficie di circa 30 mila chilometri quadrati nel golfo
del Venezuela.
Con effetto dal 1° aprile 2006 la compagnia petrolifera
di Stato venezuelano Petróleos de Venezuela SA
(PDVSA) ha comunicato a Eni Dación BV che il contratto
di servizio relativo alle attività minerarie dell’area di
Dación si deve intendere risolto. Conseguentemente da
tale data la conduzione delle attività è stata assunta da
PDVSA. Eni ha offerto la disponibilità a un accordo circa
l’indennizzo dovuto a seguito della risoluzione unilaterale del contratto. In caso di insuccesso delle trattative Eni
valuterà ogni azione da intraprendere a difesa dei propri
interessi in Venezuela. In particolare sulla base dei pareri dei propri consulenti legali Eni ritiene di aver diritto a
un indennizzo corrispondente al valore di mercato del
contratto di servizio terminato da PDVSA. Tale valore
secondo le valutazioni interne della società e di esperti
indipendenti risulta non inferiore al valore di libro dell’asset (pari a 654 milioni di euro) che conseguentemente non è stato oggetto di svalutazione. Nell’esercizio
2005 e nel primo trimestre 2006, la produzione giornaliera del campo di Dación è stata di circa 60 mila barili. Al
31 dicembre 2005, le riserve certe di Dación iscritte a
libro erano 175 milioni di barili.
ITALIA Sono state effettuate scoperte a gas: a) in Emilia
Romagna nella concessione onshore Longanesi 1, a una
profondità di 2.540 metri; b) nell’offshore siciliano (permesso Argo 1 - Eni 60%) a una profondità compresa tra
1.350 e 1.520 metri; c) nell’offshore adriatico (permesso
Benedetta) a una profondità di 2.090 metri, erogando in
fase di test 145.000 metri cubi/giorno di gas.
L’attività di sviluppo ha riguardato in particolare: (i) l’ottimizzazione di giacimenti in produzione attraverso
interventi di sidetrack e di infilling (Barbara A/D, Daria,
Anemone per il gas e Rospo per il petrolio); (ii) l’avanzamento del programma di perforazione e di potenziamento delle facility di produzione in Val d’Agri (Eni 66%);
9
(iii) il completamento dello sviluppo della piattaforma
Barbara H con lo start-up dei pozzi Bar 97, 98 e 99; (iv) il
completamento degli interventi sulle piattaforme
Annabella e Basil.
Sono in fase di avanzata realizzazione i progetti sui temi
a gas dell’onshore siciliano: (i) Pizzo Tamburino, è stato
assegnato il contratto EPC per l’allaccio e la messa in produzione del pozzo PT1 di cui si prevede l’avvio nel secon-
do semestre del 2007 con una produzione attesa di
1.000 boe/giorno; (ii) Samperi 1, è previsto l’avvio nella
seconda metà del 2006 con picco produttivo di circa
1.000 boe/giorno; (iii) Fiumetto 1 e Fiumetto 3, è stata
ultimata la realizzazione del metanodotto di collegamento dei due giacimenti e il successivo allaccio alle
facility di produzione definitive.
Esercizio
2005
2006
4
143
Acquisto di riserve unproved
57
158
Acquisto di riserve proved
68
301
656
3.952
55
4.964
Esplorazione
Sviluppo
Dotazioni patrimoniali
Totale investimenti tecnici
Gli investimenti tecnici del settore Exploration
& Production (2.114 milioni di euro) hanno riguardato
essenzialmente gli investimenti di sviluppo (1.711 milioni di euro), realizzati prevalentemente all’estero (1.537
milioni di euro), in particolare in Kazakhstan, Angola ed
Egitto. In Italia gli investimenti di sviluppo (174 milioni
di euro) hanno riguardato in particolare il proseguimento del programma di perforazione di pozzi di sviluppo e
completamento in Val d’Agri, nonché interventi di
sidetrack e di infilling nelle aree mature. Gli investimenti
di ricerca esplorativa (378 milioni di euro) hanno riguardato per l’87% le attività all’estero, in particolare Egitto,
Nigeria, Stati Uniti e Norvegia. Le attività di ricerca in
Italia hanno riguardato essenzialmente le aree della
10
Primo semestre
(milioni di euro)
2005
Var. ass.
Var. %
(53)
(93,0)
(68)
(100,0)
125
4
186
378
(121)
(96,8)
192
103,2
1.885
1.711
(174)
(9,2)
24
21
(3)
(12,5)
2.220
2.114
(106)
(4,8)
Sicilia offshore, della Pianura Padana e dell’Adriatico. Nel
primo semestre 2006 gli investimenti tecnici diminuiscono di 106 milioni di euro rispetto al primo semestre
2005 (-4,8%) per effetto della riduzione degli investimenti di sviluppo essenzialmente per il completamento
di importanti progetti in Libia (Bahr Essalam) e Angola
(Blocco 15 e Benguela/Belize/Lobito/Tomboco) e per
l’acquisto dell’ulteriore quota dell’1,85% del giacimento
Kashagan avvenuto nel primo semestre 2005 (169
milioni di euro), i cui effetti sono stati parzialmente
compensati dalla crescita della ricerca esplorativa (più
che raddoppiata) essenzialmente in Egitto e Nigeria.
Gas & Power
GAS NATURALE
Approvvigionamenti di gas naturale
Esercizio
Primo semestre
2005
2005
2006
5,34
4,84
Var. ass.
(0,50)
Var. %
10,73
Italia
21,03
Russia per l’Italia
11,12
11,57
0,45
4,0
2,47
Russia per Turchia
1,05
1,72
0,67
63,8
19,58
10,73
10,11
(0,62)
(5,8)
8,29
Paesi Bassi
4,37
5,43
1,06
24,3
5,78
Norvegia
3,07
2,92
(0,15)
(4,9)
3,63
Ungheria
2,11
2,09
(0,02)
(0,9)
3,84
Libia
1,87
3,34
1,47
78,6
0,43
Croazia
0,21
0,35
0,14
66,7
2,28
Regno Unito
1,12
1,15
0,03
2,7
1,45
Algeria (GNL)
0,76
0,77
0,01
1,3
0,69
Altri (GNL)
0,32
0,70
0,38
..
1,18
Altri acquisti Europa
0,33
0,92
0,59
..
1,18
Algeria
(9,4)
0,58
0,39
(0,19)
(32,8)
71,83
Estero
37,64
41,46
3,82
10,1
82,56
Totale approvvigionamenti
42,98
46,30
3,32
7,7
(0,64)
(0,80)
0,84
Extra Europa
Prelievi da stoccaggio
0,16
..
(0,78)
Perdite di rete e differenze di misura
(0,35)
(0,27)
0,08
(22,9)
82,62
Disponibilità per la vendita delle società consolidate
42,79
45,39
2,60
6,1
Nel primo semestre 2006 i volumi di gas naturale
approvvigionati sono stati di 46,3 miliardi di metri cubi
con un aumento di 3,32 miliardi di metri cubi rispetto al
primo semestre 2005, pari al 7,7%, in linea con la crescita delle vendite. I volumi di gas approvvigionati all’estero (41,46 miliardi di metri cubi) hanno rappresentato
oltre l’89% del totale (88% nel primo semestre 2005).
Gli approvvigionamenti dall’estero (41,46 miliardi di
metri cubi) sono aumentati di 3,82 miliardi di metri cubi
rispetto al primo semestre 2005, pari al 10,1%, per effetto dell’entrata a regime delle forniture di gas libico
(+1,47 miliardi di metri cubi), dei maggiori acquisti dai
Paesi Bassi (+1,06 miliardi di metri cubi), dei maggiori
approvvigionamenti di gas russo venduto in Turchia
(+0,67 miliardi di metri cubi) e dei maggiori acquisti dalla
11
lato con i Paesi produttori contratti di acquisto pluriennali la cui durata residua media è di circa 16 anni. I contratti in essere, che prevedono clausole take-or-pay, assicureranno dal 2008 circa 67,6 miliardi di metri cubi/anno
di gas naturale (Russia 28,5, Algeria 21,5, Paesi Bassi 9,8,
Norvegia 6 e Nigeria - GNL 1,8). I prelievi minimi contrattuali (take-or-pay) rappresentano mediamente l’85% dei
volumi indicati. Nonostante una parte crescente dei volumi disponibili di gas sia commercializzata all’estero, nel
lungo termine trend sfavorevoli nell’andamento della
domanda di gas in Italia, l’eventuale realizzazione di tutti
gli investimenti annunciati in nuove infrastrutture di
approvvigionamento, nonché l’evoluzione della regolamentazione del settore costituiscono elementi di rischio
per l’adempimento delle obbligazioni previste dai contratti di take-or-pay.
Croazia per l’inizio delle forniture dai nuovi giacimenti
nell’offshore adriatico. Le principali riduzioni hanno
riguardato le forniture dall’Algeria (-0,62 miliardi di metri
cubi) e dalla Norvegia (-0,15 miliardi di metri cubi).
Gli approvvigionamenti in Italia (4,84 miliardi di metri
cubi) sono diminuiti di 0,50 miliardi di metri cubi rispetto al primo semestre 2005, pari al 9,4%, per effetto della
flessione della produzione del settore Exploration
& Production.
Nel primo semestre le immissioni nel deposito presso
Stoccaggi Gas Italia SpA sono state di 0,64 miliardi di
metri cubi (a fronte di prelievi netti di 0,16 miliardi di
metri cubi nel primo semestre 2005).
TAKE-OR-PAY
Per coprire la domanda di gas naturale nel medio e lungo
termine, in particolare del mercato italiano, Eni ha stipu-
Vendite di gas naturale
Esercizio
52,47
Italia a terzi (1)
12,05
Grossisti (aziende di vendita)
2005
2006
Var. ass.
27,28
27,46
0,18
Var. %
0,7
6,91
6,73
(0,18)
(2,6)
1,95
Gas release
1,07
1,13
0,06
5,6
38,47
Clienti finali
19,30
19,60
0,30
1,6
13,07
Industriali
6,23
7,09
0,86
13,8
17,60
Termoelettrici
8,40
7,90
(0,50)
(6,0)
7,80
4,67
4,61
(0,06)
5,54
Autoconsumi (1)
2,59
3,08
0,49
23,44
Resto d’Europa (1)
12,36
14,48
2,12
17,2
0,56
0,37
(0,19)
(33,9)
1,17
82,62
Residenziali
Extra Europa
42,79
45,39
2,60
6,1
Vendite di gas naturale delle società collegate (quota Eni)
3,80
4,06
0,26
6,8
0,07
Italia (1)
0,04
0,01
(0,03)
(75,0)
6,47
Resto d’Europa (1)
3,47
3,71
0,24
6,9
0,54
Vendite a terzi e autoconsumi delle società consolidate
(1,3)
18,9
7,08
89,70
Extra Europa
Totale vendite e autoconsumi gas naturale
0,29
0,34
0,05
17,2
46,59
49,45
2,86
6,1
93,81
Vendite di gas naturale in Europa
48,71
51,82
3,11
6,4
87,99
G&P in Europa (1)
45,74
48,74
3,00
6,6
2,97
3,08
0,11
3,7
5,82
Upstream in Europa
Nel primo semestre 2006 le vendite di gas naturale
(49,45 miliardi di metri cubi inclusi gli autoconsumi e le
vendite delle società collegate) sono aumentate di 2,86
miliardi di metri cubi rispetto al primo semestre 2005,
pari al 6,1%, per effetto essenzialmente della crescita
registrata nei mercati del resto d’Europa (+2,36 miliardi
di metri cubi, pari al 14,9%) e negli autoconsumi di gas
per la produzione di energia elettrica nelle centrali
EniPower (0,49 miliardi di metri cubi, pari al 18,9%).
12
Primo semestre
2005
In un contesto di mercato sempre più competitivo, le
vendite di gas naturale in Italia delle società consolidate
(27,46 miliardi di metri cubi) sono aumentate di 0,18
miliardi di metri cubi rispetto al primo semestre 2005,
pari allo 0,7%, per effetto essenzialmente dell’incremento registrato nelle vendite al settore industriale (0,86
miliardi di metri cubi), dovuto al maggior numero di
clienti serviti, solo in parte assorbito dalla flessione delle
forniture ai settori termoelettrico (-0,50 miliardi di
metri cubi), dovuta prevalentemente all’uso autorizzato
dell’olio combustibile a seguito dell’emergenza invernale, e grossisti (-0,18 miliardi di metri cubi). Le vendite Gas
release1 (1,13 miliardi di metri cubi) sono aumentate di
0,06 miliardi di metri cubi. Gli autoconsumi2 (3,08
miliardi di metri cubi) sono aumentati di 0,49 miliardi di
metri cubi rispetto al primo semestre 2005, pari al
18,9%, per effetto essenzialmente dei maggiori consumi
di EniPower in relazione all’entrata in esercizio di nuova
capacità produttiva.
Le vendite nel resto d’Europa delle società consolidate
(14,48 miliardi di metri cubi) sono aumentate di 2,12
miliardi di metri cubi, pari al 17,2%, per effetto degli
incrementi registrati: (i) nelle vendite con contratti di
fornitura di lungo termine a importatori in Italia (+1,19
miliardi di metri cubi), principalmente per l’entrata a
regime dei contratti associati alle forniture di gas prodotto dai giacimenti libici; (ii) nelle forniture al mercato
turco (+0,68 miliardi di metri cubi); (iii) in Francia, nelle
forniture a clienti industriali (+0,33 miliardi di metri
cubi); (iv) in Germania e Austria (+0,26 miliardi di metri
cubi), nelle vendite a Gaz de France e nelle forniture alla
collegata GVS (Eni 50%).
Le vendite di gas naturale delle società collegate nel
resto d’Europa (in quota Eni e al netto delle forniture
Eni) sono state di 3,71 miliardi di metri cubi con un
aumento di 0,24 miliardi di metri cubi, riferito principalmente a Unión Fenosa Gas, e hanno riguardato in particolare: (i) la GVS (Eni 50%) con 1,80 miliardi di metri
cubi; (ii) la Unión Fenosa Gas (Eni 50%) con 1,03 miliardi
di metri cubi; (iii) la Galp Energia (Eni 33,34%) con 0,81
miliardi di metri cubi.
Trasporto di gas naturale
Nel primo semestre 2006 i volumi di gas immessi nella
rete nazionale gasdotti (46,52 miliardi di metri cubi)
sono aumentati di 1,73 miliardi di metri cubi rispetto al
primo semestre 2005, pari al 3,9%, per effetto essenzialmente dell’incremento dei consumi registrato nel settore termoelettrico.
I volumi di gas naturale trasportati per conto terzi (16,49
miliardi di metri cubi) sono aumentati di 0,16 miliardi di
metri cubi rispetto al primo semestre 2005, pari all’1%.
Volumi di gas naturale trasportati (1)
Esercizio
Primo semestre
2005
2005
2006
Var. ass.
Var. %
1,57
5,5
54,88
Per conto Eni
28,46
30,03
30,22
Per conto terzi
16,33
16,49
0,16
1,0
5,43
5,06
(0,37)
(6,8)
9,9
7,78
12,54
Enel
Edison Gas
4,18
4,69
0,51
12,2
Altri
6,72
6,74
0,02
0,3
44,79
46,52
1,73
3,9
85,10
(1) Comprendono le quantità immesse negli stoccaggi nazionali.
Iniziative di sviluppo
Egitto
Eni attraverso Unión Fenosa Gas partecipa con il 40% nell’impianto di liquefazione di Damietta che produce circa
5 milioni di tonnellate/anno di GNL equivalenti alla carica di 7,6 miliardi di metri cubi/anno di gas naturale. Nel
giugno 2006 i partner del progetto (Unión Fenosa Gas, la
società mista ispano egiziana SEGAS, gli enti di Stato
EGAS ed EGPC con i produttori Eni e BP) hanno definito il
piano di espansione dell’impianto attraverso la realizzazione di un secondo treno di liquefazione, della stessa
capacità del primo, con un investimento previsto di circa
1,5 milioni di dollari e avvio nel 2010. Per la sezione
upstream del progetto v. “Exploration & Production Principali iniziative di esplorazione e sviluppo”.
Spagna
Nell’aprile 2006 è stato avviato l’impianto di rigassificazione di Sagunto (Valencia) della capacità di circa 7,2
(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.
13
miliardi di metri cubi/anno, partecipato da Eni con il
21,25% (corrispondente a 1,5 miliardi di metri cubi/anno) attraverso Unión Fenosa Gas. La capacità dell’impianto sarà incrementata di 3,6 miliardi di metri
cubi/anno entro il 2009 a completamento del piano di
espansione approvato. Sempre attraverso Unión
Fenosa Gas Eni partecipa con il 9,5% nell’impianto di
rigassificazione di El Ferrol (Galizia) in fase di realizzazione. L’impianto con completamento previsto entro il
primo semestre 2007 avrà una capacità di rigassificazione di circa 4 miliardi di metri cubi/anno (0,4 miliardi in quota Eni).
Acquisto di Siciliana Gas SpA
Nel mese di maggio 2006 è stato perfezionato il contratto di acquisto, per il corrispettivo di 98 milioni di
euro, del 50% di Siciliana Gas SpA e di 1 azione di
Siciliana Gas Vendite SpA posseduti dall’Ente Siciliano
per la Promozione Industriale in liquidazione (ESPI).
L’Autorità garante della concorrenza e del mercato
aveva autorizzato l’operazione il 1° febbraio 2006. Con
l’acquisto Eni è diventato azionista unico di Siciliana Gas
SpA e possiede direttamente e indirettamente il 100% di
Siciliana Gas Vendite SpA.
Siciliana Gas SpA è attiva nel settore della distribuzione
del gas naturale in Sicilia dal 1979 ed è titolare delle concessioni per la distribuzione del gas in 77 comuni, tra i
quali Agrigento, Enna, Trapani e Gela, di cui 71 in esercizio, con una rete di circa 2.600 chilometri e con 181
dipendenti. Siciliana Gas Vendite SpA è attiva nella vendita del gas naturale al mercato finale con circa 220 mila
clienti, vendite per circa 190 milioni di metri cubi/anno e
con 49 dipendenti.
Toscana Energia SpA
Nell’ambito della strategia di sviluppo delle attività di
distribuzione e vendita al dettaglio di gas naturale in
Italia, in particolare attraverso progetti di aggregazione
regionale, il 24 gennaio 2006, Eni, Italgas (Eni 100%) e i
soci pubblici di Fiorentina Gas SpA (Eni 51,03%) e di
Toscana Gas SpA (Eni 46,1%) hanno firmato un accordo
quadro per lo sviluppo dell’alleanza nei settori della
distribuzione e della vendita gas. Contestualmente è
stata costituita Toscana Energia SpA (Eni 48,7%), cui sono
state conferite le partecipazioni possedute dai soci nelle
società di distribuzione Fiorentina Gas e Toscana Gas. Le
due società, che saranno oggetto di incorporazione
entro due anni, sono attive in 97 comuni con una rete di
distribuzione di 7.900 chilometri e con 1,6 milioni di
clienti. I soci pubblici di Toscana Energia SpA svolgono il
ruolo di indirizzo strategico e controllo; Eni svolge il
ruolo di partner industriale con le relative responsabilità
operative e gestionali.
14
Inoltre l’accordo prevede la costituzione di un’unica
società regionale di vendita (600 mila clienti, 1,1 miliardi di metri cubi di gas venduti in 147 comuni toscani), a
maggioranza azionaria Eni, attraverso la fusione della
Toscana Gas Clienti SpA (Eni 46,1%, comuni toscani
53,9%) e della Fiorentina Gas Clienti SpA (100% Eni).
L’Autorità garante della concorrenza e del mercato ha
autorizzato l’operazione il 20 luglio 2006.
Regolamentazione
Determinazione del prezzo di riferimento per i clienti
non idonei alla data del 31 dicembre 2002 - delibere
n. 248/2004 e n. 134/2006 dell’Autorità per l’energia
elettrica e il gas
Con delibera n. 248 del 29 dicembre 2004, integrata e
modificata dalla delibera n. 134 del 28 giugno 2006,
l’Autorità per l’energia elettrica e il gas ha modificato la
disciplina di aggiornamento della componente materia
prima prevista dalla delibera n. 195/2002 nella determinazione delle tariffe da applicare ai clienti finali che alla
data del 31 dicembre 2002 erano qualificati “non idonei” in base al D.Lgs. n. 164/2000 (essenzialmente i clienti del settore civile/residenziale). Le principali modifiche
introdotte sono le seguenti: (i) variazioni della componente materia prima ridotte a valori (cosiddetta clausola di salvaguardia) pari: a) al 75%, qualora le quotazioni
del Brent siano inferiori a 20 dollari/barile o comprese
nell’intervallo 35-60 dollari/barile, e b) al 95% qualora le
quotazioni del Brent siano superiori ai 60 dollari/barile;
nella versione originale della delibera n. 248/2004 la
riduzione al 75% delle variazioni della materia prima si
applicava per quotazioni del Brent inferiori a 20 dollari/barile o superiori a 35 dollari/barile; (ii) la rettifica del
peso relativo dei tre prodotti che compongono l’indice
di riferimento dei prezzi dell’energia le cui variazioni
determinano l’adeguamento del costo della materia
prima qualora superiori o inferiori alla soglia di invarianza del 2,5% rispetto allo stesso indice del periodo precedente; (iii) l’introduzione nell’indice di riferimento del
greggio Brent dated in sostituzione di uno dei tre prodotti che compongono l’indice (un pool di greggi); (iv) il
riconoscimento introdotto dalla delibera n. 134/2006
agli esercenti attività di vendita di un corrispettivo
aggiuntivo in forma fissa, quantificato in 1,5 centesimi di
euro/metro cubo; (v) la riduzione del valore del corrispettivo variabile relativo alla commercializzazione
all’ingrosso nella misura di 0,26 centesimi di euro/metro
cubo. Inoltre gli esercenti attività di vendita che forniscono gas ai grossisti in virtù di contratti in essere alla
data di entrata in vigore della delibera n. 248/2004 che
non prevedono clausole di aggiornamento o di revisione
dei prezzi in caso di modifiche delle condizioni economiche di fornitura, hanno l’obbligo di offrire a tali soggetti nuove condizioni contrattuali coerenti con la
nuova disciplina di aggiornamento del costo della materia prima. Le modifiche al meccanismo di indicizzazione
introdotte dalla delibera n. 134/2006 si applicano a partire dal 1° luglio 2006 per un periodo di due anni con la
possibilità di proroga per un altro anno su decisione
dell’Autorità. La delibera n. 134/2006 a partire dal 1°
ottobre 2006 limita l’obbligo a carico degli esercenti
l’attività di vendita di offrire condizioni economiche calcolate sulla base di criteri definiti dall’Autorità, a beneficio dei soli clienti domestici con consumi annui inferiori
a 200.000 metri cubi di gas.
La delibera n. 134/2006 oltre a modificare/integrare la
delibera n. 248/2004 dispone: (i) misure transitorie per
il riconoscimento di eventuali maggiori costi d’importazione relativi ad approvvigionamenti spot nel prossimo
periodo invernale gennaio-marzo 2007; (ii) il riconoscimento di un parziale conguaglio del rimborso dovuto ai
clienti finali per i maggiori importi fatturati nel 2005
dalle imprese di vendita; (iii) l’obbligo a carico delle
imprese di vendita, limitatamente ai contratti di compravendita all’ingrosso stipulati successivamente alla
data di entrata in vigore della delibera n. 248/2004, di
offrire ai propri clienti condizioni economiche coerenti
con la nuova disciplina di aggiornamento del costo della
materia prima entro il 30 novembre 2006 dandone
comunicazione all’Autorità entro il 31 dicembre 2006.
Con successivo provvedimento l’Autorità definirà le
modalità di riconoscimento alle imprese che adempiono a tale obbligo di un importo pari al 50% della differenza per l’anno 2005 tra l’aggiornamento del costo
della materia prima calcolato in base alla disciplina della
delibera n. 248/2004 e quello calcolato in base alla disciplina previgente (ex delibera n. 195/2002). Qualora
l’Autorità ritenesse adempiuto l’obbligo di rinegoziazione, l’ammontare accantonato nel bilancio 2005 a fronte
della stima del probabile impatto negativo della nuova
disciplina di indicizzazione (225 milioni di euro) risulterebbe parzialmente eccedente.
È pendente innanzi al Consiglio di Stato il ricorso in
appello dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas contro
la sentenza con la quale il TAR per la Lombardia ha annullato la delibera 248/2004 nei confronti di Eni, ritenendola illegittima. Tuttavia alla luce delle motivazioni in base
alle quali il Consiglio di Stato ha accolto l’appello
dell’Autorità nei confronti di un’altra impresa di vendita
del gas, Eni ritiene che l’esito del giudizio innanzi al
Consiglio di Stato possa risultare sfavorevole. Tenuto
conto dell’elevato livello delle quotazioni del petrolio
Brent rispetto al 2005 e del fatto che le correzioni
migliorative per il venditore introdotte dalla delibera
134/2006 decorrono dal luglio 2006 e non comprendono quindi il primo semestre dell’anno, l’impatto negativo del nuovo regime di indicizzazione sui margini di vendita del gas nell’esercizio 2006 sarà prevedibilmente più
elevato rispetto a quello dell’esercizio precedente, non
considerando eventuali proventi derivanti da eccedenze
di quanto accantonato nell’esercizio 2005, come precedentemente richiamato.
Richieste di informazioni sui prezzi - Avvio istruttoria
dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas
Con delibera n. 107/2005 l’Autorità per l’energia elettrica
e il gas ha avviato un’istruttoria per l’irrogazione di una
sanzione amministrativa nei confronti di Eni SpA e di altri
operatori del settore importatori di gas naturale, ai sensi
della legge n. 481/1995 (legge istitutiva dell’Autorità),
per inottemperanza alla delibera n. 188/2004 che imponeva la trasmissione all’Autorità per l’energia elettrica e il
gas di informazioni, tra le quali in particolare: (i) date e
controparte di ciascun contratto di importazione;
(ii) prezzi base di acquisto FOB; (iii) le formule di aggiornamento dei prezzi di acquisto; (iv) relativamente al
periodo ottobre 2002-settembre 2004, per ogni contratto di importazione i prezzi medi di acquisto FOB e i volumi acquistati su base mensile. La legge n. 481/1995 prevede che l’Autorità per l’energia elettrica e il gas possa
irrogare sanzioni pecuniarie comprese tra un minimo di
25 mila e un massimo di 150 milioni di euro in caso di
inosservanza dei propri provvedimenti.
Sulla base di una sentenza favorevole del TAR per la regione Lombardia, Eni aveva comunicato solo parte delle
informazioni richieste in base la delibera n. 188/2004,
omettendo in particolare le informazioni relative ai prezzi medi di acquisto FOB e ai volumi di acquisto su base
mensile nel periodo ottobre 2002-settembre 2004, al
fine di non consentire il calcolo per induzione dei prezzi
base di acquisto FOB.
Il 6 aprile 2006 si è tenuta l’audizione finale davanti
all’Autorità per l’energia elettrica e il gas. In quella sede,
e nella successiva memoria del 21 aprile 2006, Eni ha
ribadito la propria convinzione circa l’adeguatezza delle
informazioni fornite; tuttavia, in una logica di massima
collaborazione, Eni ha fornito spontaneamente i dati
relativi ai prezzi medi mensili di acquisto FOB nel periodo ottobre 2002-settembre 2004, la cui omessa comunicazione aveva determinato l’avvio dell’istruttoria,
senza pregiudizio della posizione sostenuta circa la mancanza di un obbligo giuridico in tal senso. Eni ha quindi
richiesto l’archiviazione dell’istruttoria. Si è in attesa
della decisione da parte dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas.
15
Accertamenti della Commissione Europea
sugli operatori europei nel settore del gas naturale
Nell’ambito delle iniziative di accertamento avviate dalla
Commissione Europea volte a verificare il grado di concorrenza nel settore del gas naturale all’interno dell’Unione Europea, la Commissione con decisione
n. C(2006)1920/1 del 5 maggio 2006 notificata il 16
maggio ha ingiunto a Eni e a tutte le società da essa
esclusivamente o congiuntamente controllate di sottoporsi a un accertamento ai sensi dell’articolo 20, paragrafo 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 di gas all’ingrosso o a ripartire il mercato con altre imprese coinvolte in
attività di fornitura e/o trasporto di gas naturale. In particolare la Commissione asserisce che: (i) Eni potrebbe
avere adottato pratiche commerciali con l’intento di
precludere l’accesso al mercato italiano per la fornitura
di gas all’ingrosso, con particolare riferimento ai contratti di acquisto di gas naturale di lungo termine; (ii) Eni
potrebbe aver impedito l’accesso di terzi a certe infrastrutture internazionali di trasporto del gas attraverso la
stipula di contratti di lungo periodo che riservano a Eni
la maggior parte delle capacità disponibile su tali
gasdotti omettendo, tra l’altro, di mettere a disposizione
dei terzi le capacità residue o inutilizzate; (iii) Eni potrebbe avere ritardato o trascurato gli investimenti per il
potenziamento delle infrastrutture di trasporto del gas e
degli impianti di GNL; (iv) Eni potrebbe avere ripartito il
mercato con altre imprese attive nella fornitura/trasporto del gas, limitando in particolare l’uso dei rispettivi
diritti riguardanti i punti di ingresso e di uscita lungo i
gasdotti TENP e TAG di importazione del gas rispettivamente dai Paesi Bassi e dalla Russia. Qualora fosse confermata l’esistenza di tali comportamenti e pratiche, si
configurerebbe una violazione degli articoli 81/82 del
Trattato CE, conseguentemente la Commissione potrebbe infliggere una sanzione, richiedere la cessazione dei
comportamenti lesivi della concorrenza e imporre misure pro-concorrenziali.
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 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.
GENERAZIONE ELETTRICA
Nel primo semestre 2006 la produzione venduta di
energia elettrica è stata di 12,42 terawattora, con un
aumento di 1,87 terawattora rispetto al primo semestre
2005, pari al 17,7%, per effetto delle maggiori produzioni delle centrali di Brindisi (+2,05 terawattora) e
Mantova (+1,12 terawattora) solo in parte assorbite
dagli effetti delle fermate per manutenzioni programmate nelle centrali di Ferrera Erbognone e Ravenna.
Sono state commercializzate ai clienti idonei 2,97
terawattora di energia elettrica di acquisto con un
aumento di 0,75 terawattora, pari al 33,8%. Le vendite di
vapore sono state di 5.245 mila tonnellate con una riduzione di 131 mila tonnellate, pari al 2,4%, per effetto
essenzialmente della minore produzione della centrale
di Ravenna a seguito della fermata per manutenzione
programmata.
Esercizio
Primo semestre
2005
22,77
4,79
10.660
2006
Var. ass.
Var. %
Produzione venduta di energia elettrica
(terawattora)
10,55
12,42
1,87
17,7
Trading di energia elettrica
(terawattora)
2,22
2,97
0,75
33,8
5.376
5.245
(131)
(2,4)
Vapore
Nel primo semestre 2006 gli investimenti tecnici del settore Gas & Power (410 milioni di euro; 521 milioni nel
primo semestre 2005) hanno riguardato essenzialmente: (i) lo sviluppo e il mantenimento della rete di trasporto del gas naturale in Italia (203 milioni di euro);
(ii) l’estensione e il mantenimento della rete di distribuzione del gas naturale in Italia (67 milioni di euro); (iii) il
16
2005
proseguimento del programma di costruzione delle centrali a ciclo combinato per la generazione di energia elettrica (78 milioni di euro), in particolare presso i siti di
Ferrara e Brindisi. Nel primo semestre 2006, gli investimenti tecnici diminuiscono di 111 milioni di euro rispetto al primo semestre 2005, pari al 21,3%, a seguito essenzialmente della finalizzazione del programma di espansione della capacità di generazione elettrica e della riduzione nel trasporto Italia.
Approvvigionamento
e commercializzazione
Nel primo semestre 2006 sono state acquistate 33,08
milioni di tonnellate di petrolio (31,89 milioni nel primo
semestre 2005), di cui 18,90 milioni dal settore
Exploration & Production1, 9,33 milioni dai Paesi produttori con contratti a termine e 4,85 milioni sul mercato
spot. La ripartizione degli acquisti per area geografica è la
seguente: 25,4% dall’Africa Occidentale, 17,9% dall’Africa
Settentrionale, 17,4% dai Paesi della CSI, 15,4% dal Medio
Oriente, 13,9% dal Mare del Nord, 7,4% dall’Italia e 2,6%
da altre aree. Sono state commercializzate 16,49 milioni
di tonnellate di petrolio con un aumento di 1,12 milioni
di tonnellate rispetto al primo semestre 2005, pari al
7,3%. Sono state acquistate 1,49 milioni di tonnellate di
semilavorati (1,54 milioni nel primo semestre 2005) per
l’impiego come materia prima negli impianti di conversione e 8,19 milioni di tonnellate di prodotti (8,25 milioni nel primo semestre 2005) destinati alla vendita sul
(1) 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.
Disponibilità di prodotti petroliferi
Esercizio
Primo semestre
2005
2005
2006
Var. ass.
Var. %
Italia
27,34
Lavorazioni sulle raffinerie di proprietà
12,71
12,63
(1,70)
Lavorazioni in conto terzi
(0,78)
4,12
8,58
Lavorazioni sulle raffinerie di terzi
(0,08)
(0,6)
(0,66)
0,12
(15,4)
3,77
(0,35)
(8,5)
(1,87)
Consumi e perdite
(0,83)
(0,71)
0,12
(14,5)
32,35
Prodotti disponibili da lavorazioni
15,22
15,03
(0,19)
(1,2)
2,58
2,60
0,02
0,8
(2,55)
(2,31)
0,24
(9,4)
4,85
(5,82)
Acquisti prodotti finiti e variazione scorte
Prodotti finiti trasferiti al ciclo estero
(1,09)
Consumi per produzione di energia elettrica
(0,54)
(0,48)
0,06
(11,1)
30,29
Prodotti venduti
14,71
14,84
0,13
0,9
Prodotti disponibili da lavorazioni
2,00
2,12
0,12
6,0
Acquisti prodotti finiti e variazione scorte
5,55
5,60
0,05
0,9
Prodotti finiti trasferiti dal ciclo Italia
2,55
2,31
(0,24)
(9,4)
Estero
4,33
11,19
5,82
21,34
Prodotti venduti
10,10
10,03
(0,07)
(0,7)
51,63
Vendite di prodotti petroliferi in Italia e all’estero
24,81
24,87
0,06
0,2
17
mercato italiano (2,49 milioni di tonnellate), a completamento delle disponibilità di produzione, e sui mercati
esteri (5,70 milioni di tonnellate).
(-0,6%); la capacità bilanciata è stata pienamente utilizzata. Il 37,4% del petrolio lavorato è di produzione Eni
(31,1% nel primo semestre 2005).
Raffinazione
Distribuzione di prodotti petroliferi
Nel primo semestre 2006 le lavorazioni di petrolio e di
semilavorati in conto proprio in Italia e all’estero (18,01
milioni di tonnellate) hanno subito una lieve flessione
rispetto al primo semestre 2005 (-1,1%) per effetto
essenzialmente delle minori quantità lavorate sulle raffinerie di Sannazzaro, Livorno e Taranto, in particolare a
causa di fermate per manutenzioni programmate, e dell’incidente occorso alla raffineria di terzi di Priolo.
Queste riduzioni sono state in parte compensate dalle
maggiori lavorazioni su Gela e Venezia.
Le lavorazioni complessive sulle raffinerie di proprietà
sono state di 12,63 milioni di tonnellate, in flessione
rispetto al primo semestre 2005 di 80 mila tonnellate
Nel primo semestre 2006 le vendite di prodotti petroliferi (24,87 milioni di tonnellate) sono aumentate di 60
mila tonnellate rispetto al primo semestre 2005, pari
allo 0,2%, per effetto essenzialmente della crescita sui
mercati rete ed extrarete del resto d’Europa (150 mila
tonnellate), parzialmente assorbita dalla flessione registrata sul mercato extrarete in Italia (-50 mila tonnellate). L’impatto sulle vendite rete della dismissione della
Italiana Petroli effettuata nel settembre 2005 (-960 mila
tonnellate) è stato compensato da forniture alla stessa
società in forza del contratto quinquennale di somministrazione stipulato all’atto della cessione.
Esercizio
10,05
Primo semestre
2005
2005
2006
Rete
5,22
4,26
8,75
- a marchio Agip
4,26
4,26
1,30
- a marchio IP
0,96
Extrarete
5,07
10,48
Var. ass.
(0,96)
..
(0,96)
Var. %
(18,4)
..
..
5,02
(0,05)
(1,0)
3,07
Petrolchimica
1,50
1,31
(0,19)
(12,7)
6,69
Altre vendite (1)
2,92
4,25
1,33
45,5
14,71
14,84
0,13
0,9
30,29
Vendite in Italia
3,67
Rete resto d’Europa
1,77
1,82
0,05
2,8
4,50
Extrarete estero
2,16
2,28
0,12
5,6
4,10
di cui extrarete resto d’Europa
1,96
2,06
0,10
5,1
13,17
Altre vendite (1)
6,17
5,93
(0,24)
(3,9)
21,34
Vendite all’estero
10,10
10,03
(0,07)
(0,7)
51,63
24,81
24,87
0,06
0,2
(1) Comprende i carburanti per bunkeraggio, le vendite a società petrolifere e le vendite di MTBE.
Vendite rete Italia
Le vendite sulla rete a marchio Agip in Italia (4,26 milioni di tonnellate) sono rimaste invariate. Nel primo semestre 2006 la quota di mercato a marchio Agip (29,2%) è
sostanzialmente in linea con il primo semestre 2005
(29,4%).
Al 30 giugno 2006 la rete di distribuzione in Italia era
costituita da 4.356 stazioni di servizio (di cui il 77% di
proprietà) con un incremento di 7 unità rispetto al 31
dicembre 2005 (4.349 unità) per effetto del saldo positivo tra stipula/risoluzione di contratti di convenziona-
18
mento (14 unità) e della realizzazione di 8 nuovi impianti, parzialmente assorbito dalla riduzione di 15 unità
connessa a chiusure/perdite di concessioni autostradali.
Le vendite di BluDiesel – il gasolio a elevate prestazioni e
contenuto impatto ambientale – sono state di circa 0,36
miliardi di litri con una flessione di 60 miliardi di litri
rispetto al primo semestre 2005, pari al 14,3%, per effetto essenzialmente della crescente attenzione da parte
dei clienti al prezzo del carburante in un contesto generale di prezzi ai massimi storici. Nel primo semestre
2006 le vendite di BluDiesel hanno rappresentato il
14,5% delle vendite di gasolio rete (15% nel 2005). Al 30
giugno 2006 la quasi totalità delle stazioni di servizio a
marchio Agip commercializza il BluDiesel (92% in linea
con dicembre 2005).
Le vendite di BluSuper – la benzina a elevate prestazioni
e contenuto impatto ambientale – sono state di circa 46
milioni di litri in linea con il primo semestre 2005. Nel
primo semestre 2006 le vendite di BluSuper hanno rappresentato il 3% delle vendite di benzina rete. Al 30 giugno 2006 le stazioni di servizio a marchio Agip che commercializzano la BluSuper sono 2.023 (1.719 al 31
dicembre 2005) pari al 44% del totale.
Vendite rete resto d’Europa
Le vendite sul mercato rete nel resto d’Europa sono
aumentate di 50 mila tonnellate, pari al 2,8%, per effetto
essenzialmente delle maggiori vendite in Spagna ed
Europa Centro Orientale in relazione in particolare all’acquisizione/convenzionamento di stazioni di servizio.
Al 30 giugno 2006 la rete di distribuzione nel resto
d’Europa era costituita da 1.926 stazioni di servizio con
una riduzione di 7 unità rispetto al 31 dicembre 2005
(1.933 unità) connessa a diminuzioni in Spagna,
Portogallo e Germania e aumenti in Francia. Nel semestre sono state cedute 26 stazioni di servizio, principalmente in Spagna, e acquistate 16, principalmente in
Francia ed Europa Orientale; il saldo tra stipule/risoluzioni di contratti di convenzionamento in diminuzione di
un’unità è articolato tra diminuzioni in Portogallo ed
Europa Centro Orientale e aumenti in Francia.
Nel primo semestre 2006 gli investimenti del settore
Refining & Marketing (232 milioni di euro; 216 milioni
nel primo semestre 2005) hanno riguardato: (i) l’attività di raffinazione e logistica (162 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 e una di
deasphalting presso la Raffineria di Sannazzaro; (ii) il
potenziamento della rete di distribuzione di prodotti
petroliferi e l’acquisto di stazioni di servizio nel resto
d’Europa (35 milioni di euro); (iii) il potenziamento
della rete di distribuzione di prodotti petroliferi in Italia
(32 milioni di euro).
Gli investimenti finalizzati al rispetto degli obblighi di
legge in materia di salute, sicurezza e ambiente sono
stati di 35 milioni di euro (15% del totale).
Vendite sul mercato extrarete
Le vendite sul mercato extrarete in Italia (5,02 milioni di
tonnellate) sono diminuite di 55 mila tonnellate rispetto al primo semestre 2005; la riduzione ha riguardato in
particolare l’olio combustibile e il gasolio. Le vendite sul
mercato extrarete nel resto d’Europa sono aumentate di
100 mila tonnellate, pari al 5,1% per effetto dei maggiori
volumi venduti in Spagna e Germania.
19
Petrolchimica
Vendite - produzioni - prezzi
Nel primo semestre 2006 le vendite di prodotti petrolchimici (2.680 mila tonnellate) sono in linea rispetto al
primo semestre del 2005 (+0,3%). Gli aumenti sono stati
registrati nei business polietileni (+17,1%), elastomeri
(+1,5%) e xileni (+19,5%) per effetto del buon andamento della domanda. Le diminuzioni hanno riguardato: (i) il
business della petrolchimica di base (-6,5%), in particolare
le olefine (-8%) e il benzolo (-40%) a causa della minore
disponibilità di prodotto dovuta alla fermata del cracker
di Priolo in relazione all’incidente occorso a fine aprile
all’adiacente raffineria; (ii) il business stirenici (-2%), per
effetto della debolezza della domanda e della chiusura
dell’impianto di produzione di ABS di Ravenna all’inizio
del secondo trimestre 2005.
Le produzioni (3.554 mila tonnellate) sono in linea
rispetto al primo semestre del 2005 (-0,7%). La minor
produzione del cracker di Priolo dovuta alla fermata
della raffineria è stata parzialmente compensata dalle
maggiori produzioni dei cracker di Dunkerque e Porto
Marghera e dello stabilimento di Sarroch (aromatici).
La capacità produttiva nominale è diminuita del 2,1%
rispetto al primo semestre 2005 a seguito essenzialmente della fermata del cracker di Priolo e degli impianti collegati. Il tasso di utilizzo medio degli impianti calcolato
sulla capacità nominale è aumentato di 1,1 punti percentuali, passando dal 76,3% al 77,4% per effetto essenzialmente del maggiore tasso di utilizzo degli impianti
nei business intermedi ed elastomeri; nella petrolchimica
di base il minore tasso di utilizzo del cracker di Priolo e
degli impianti collegati è stato compensato dal maggiore tasso di utilizzo di altri impianti.
Il 37% della produzione è stata destinata al ciclo interno
(36% nel primo semestre 2005). Le materie prime petrolifere approvvigionate dal settore Refining & Marketing
hanno coperto il 12% del fabbisogno del semestre (21%
nel primo semestre 2005) a seguito essenzialmente dei
minori acquisti di feedstock dalla raffineria di Priolo.
I prezzi dei principali prodotti petrolchimici di Eni sono
aumentati in media del 7,9%. Gli aumenti sono stati registrati: (i) nelle olefine (+13,8%), in particolare il propilene
e il butadiene; (ii) negli aromatici (+13,3%) riferito essenzialmente agli xileni, a fronte della flessione del benzolo;
(iii) nei polietileni (+10%) riferito a tutti i prodotti, con
Disponibilità di prodotti
Esercizio
2005
2006
2.164
2.132
Var. ass.
Petrolchimica di base
1.523
Stirenici ed elastomeri
779
787
8
1,0
1.309
Polietileni
636
635
(1)
(0,2)
7.282
Produzioni
3.579
3.554
(25)
(0,7)
(1.287)
(1.313)
(26)
2,0
700
5.376
Consumi di monomeri
Acquisti e variazione rimanenze
(32)
Var. %
4.450
(2.606)
20
Primo semestre
2005
(1,5)
381
439
58
15,2
2.673
2.680
7
0,3
Vendite
Esercizio
Primo semestre
2005
2005
2006
Var. ass.
Var. %
3.022
1.519
1.420
(99)
1.003
518
515
(3)
1.351
Polietileni
636
745
109
17,1
2.673
2.680
7
0,3
5.376
(6,5)
(0,6)
l’eccezione dell’EVA; (iv) negli elastomeri (+3,2%) in particolare le gomme EPR, polibutadieniche e termoplastiche.
Le flessioni hanno riguardato gli intermedi (-5%) in tutte le
linee di prodotto e gli stirenici (-2,5%), in particolare il
polistirolo compatto e l’espandibile.
Le produzioni di stirenici (540 mila tonnellate) sono
aumentate del 2,9% per effetto essenzialmente delle
minori fermate per manutenzione.
Le produzioni di elastomeri (247 mila tonnellate) sono
aumentate dell’1,3% escludendo l’impatto della chiusura
di Champagnier, in linea con la crescita delle vendite.
Andamento per business
Polietileni
Le vendite di polietileni (745 mila tonnellate) sono
aumentate di 109 mila tonnellate rispetto al primo
semestre 2005, pari al 17,1%, per effetto di una buona
dinamica del mercato e con un incremento generalizzato su tutti i prodotti, variabile tra il 9% dell’EVA e il 28%
dell’LLDPE.
Le produzioni (635 mila tonnellate) sono rimaste invariate. Le principali riduzioni hanno riguardato l’LDPE
(-3%) per effetto della fermata di Priolo e le produzioni di
EVA (-7%). I principali aumenti hanno riguardato l’LLDPE
(+1,3%), a seguito della circostanza che a inizio 2005
l’impianto di Priolo è stato fermo circa due mesi, e
l’HDPE (+8,3%) a seguito del buon andamento del mercato.
Le vendite della petrolchimica di base (1.420 mila tonnellate) sono diminuite di 99 mila tonnellate rispetto al
primo semestre 2005, pari al 6,5%, per effetto essenzialmente della fermata del cracker di Priolo. Le riduzioni
sono state dell’8,1% nelle olefine, del 2% negli intermedi
e del 41% nel benzolo. Per contro sono aumentate del
19% le vendite di xiloli per effetto della maggiore disponibilità di prodotto.
Le produzioni (2.132 mila tonnellate) sono diminuite di
32 mila tonnellate, pari all’1,5%. La minor produzione del
cracker di Priolo è stata parzialmente compensata dalle
maggiori produzioni dei cracker di Dunkerque e Porto
Marghera e dello stabilimento di Sarroch.
Le vendite di stirenici (294 mila tonnellate) sono diminuite del 2% rispetto al primo semestre 2005. I polistiroli compatto ed espandibile hanno registrato flessioni
nell’ordine del 2-3% per effetto della mancanza di materia prima conseguente alla fermata del cracker di Priolo;
le vendite di ABS/SAN sono diminuite del 29% a causa
degli inconvenienti tecnici verificatisi allo stabilimento
di Mantova tra fine 2005 e inizio 2006. Queste riduzioni
sono state parzialmente compensate dalle maggiori
vendite di stirolo.
Le vendite di elastomeri (221 mila tonnellate) sono
aumentate del 7% escludendo l’impatto della fermata
dell’impianto di Champagnier nel primo semestre 2006.
L’incremento ha riguardato tutte le linee di prodotto,
con la sola eccezione dei lattici, con punte del 29% per le
gomme termoplastiche e del 10% per le EPR.
Nel primo semestre 2006 gli investimenti tecnici (34
milioni di euro; 52 milioni nel primo semestre 2005)
hanno riguardato in particolare interventi di mantenimento sul sito di Mantova (7 milioni di euro), interventi
di riassetto degli impianti aromatici di Priolo (5 milioni
di euro), l’installazione di un compressore fuel gas nel
cracker di Brindisi (2 milioni di euro), nonché interventi
di manutenzione straordinaria e ciclica (2 milioni di
euro).
21
Attività dell’anno
Ordini acquisiti e portafoglio ordini
Primo semestre
(milioni di euro)
Ordini acquisiti
(1)
2005
2006
Var. ass.
Var. %
5.065
5.970
905
17,9
Costruzioni mare
1.608
1.814
206
12,8
Costruzioni terra
3.239
3.157
(82)
Perforazioni mare
139
923
Perforazioni terra
79
76
784
(3)
(2,5)
564,0
(3,8)
di cui:
- Eni
- terzi
443
1.343
900
203,2
4.622
4.627
5
0,1
di cui:
- Italia
- estero
(milioni di euro)
Portafoglio ordini (1)
325
763
438
134,8
4.740
5.207
467
9,9
31.12.2005
30.06.2006
Var. ass.
Var. %
10.122
12.455
2.333
23,0
Costruzioni mare
3.721
4.097
376
10,1
Costruzioni terra
5.721
6.970
1.249
21,8
Perforazioni mare
382
1.132
750
196,3
Perforazioni terra
298
256
(42)
(14,1)
di cui:
- Eni
- terzi
695
1.693
998
143,6
9.427
10.762
1.335
14,2
di cui:
- Italia
1.209
1.513
304
25,1
- estero
8.913
10.942
2.029
22,8
(1) Include il progetto Bonny per ammontare pari a 5 milioni di euro di acquisito e 122 milioni di euro sul portafoglio ordini.
Tra le principali acquisizioni del primo semestre 2006 si
segnalano:
- il contratto di tipo EPC per conto di Saudi Aramco per
la realizzazione di due treni di separazione di gas e
greggio della capacità complessiva di 500.000 barili/giorno e facility di produzione, nell’ambito dello svi22
luppo del giacimento onshore Khursaniyah in Arabia
Saudita;
- il contratto della durata di 39 mesi per l’impiego nel
Mare del Nord della piattaforma semisommergibile di
perforazione Scarabeo 5 per conto di Statoil;
- il contratto di tipo EPIC, in joint venture con la società
pakistana Descon Engineering Ltd, per la posa di condotte, di cavi elettrici e in fibra ottica che collegheranno l’impianto di trattamento con i giacimenti di
Gbaran in Nigeria per conto della Shell;
- il contratto di tipo EPC per conto di Saudi Aramco per
la realizzazione delle facility di pompaggio di acqua
marina per l’iniezione nel giacimento Khurais in Arabia
Saudita;
- il contratto di tipo EPC, in joint venture con la società
canadese SNAC-Lavalin, per la realizzazione di un
impianto di GNL a linea singola della capacità giornaliera di 28 milioni di metri cubi presso Saint-John in
Canada per conto di Canaport LNG Ltd Partnership. I
lavori comprenderanno anche la realizzazione delle
strutture di stoccaggio dei liquidi, le nuove infrastrutture portuali e la fornitura di servizi complementari.
Gli ordini acquisiti (5.970 milioni di euro) hanno riguardato per l’87% lavori da realizzare all’estero e per il 22%
lavori assegnati da imprese di Eni. Il portafoglio ordini al
30 giugno 2006 è di 12.455 milioni di euro (10.122
milioni di euro al 31 dicembre 2005); l’88% riguarda
lavori da realizzare all’estero e il 14% riguarda lavori assegnati da imprese di Eni.
CEPAV Uno
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 MilanoBologna (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 giugno 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. Il Consorzio e TAV hanno
tentato di comporre amichevolmente la divergenza,
interrompendo le trattative il 14 marzo 2006 a seguito
delle proposte di TAV giudicate insoddisfacenti dal
Consorzio. Il 27 aprile 2006 è stata notificata a TAV
domanda di arbitrato, come previsto dalle clausole contrattuali.
Esercizio
Primo semestre
(milioni di euro)
2005
Var. ass.
Var. %
262
Costruzioni mare
94
183
89
94,7
20
Costruzioni terra
7
10
3
42,9
46
Perforazioni mare
27
19
(8)
(29,6)
13
Perforazioni terra
7
9
2
28,6
8
Altri investimenti
2
3
1
50,0
137
224
87
63,5
349
Gli investimenti del settore Ingegneria e Costruzioni
(224 milioni di euro) hanno riguardato: (i) l’attività di
conversione della nave cisterna Margaux in unità FPSO1
che opererà in Brasile sul campo di Golfinho 2; (ii) gli
2005
2006
interventi di mantenimento e upgrading del parco
mezzi; (iii) l’avvio delle attività di fabbricazione e di
installazione delle facility per la fase offshore del progetto Kashagan in Kazakhstan.
(1) Floating Production Storage Offloading: sistema galleggiante di produzione, stoccaggio e trasbordo degli idrocarburi.
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 6 / I N N OVA Z I O N E T E C N O LO G I C A
Innovazione tecnologica
La spesa in Ricerca e Sviluppo sostenuta da Eni nel primo
semestre 2006 è stata di 102 milioni di euro (108 milioni di euro nel primo semestre 2005).
Il primo semestre 2006 ha visto la prima applicazione
industriale di alcune tecnologie proprietarie e il continuo progredire dello sviluppo di molte altre. Sono state
inoltre depositate 17 nuove domande di brevetto.
Nel settore “drilling” l’impegno principale di innovazione
tecnologica è stato concentrato sul progetto
“Geosteering Avanzato”, svolto in joint venture con Shell,
che vedrà quest’anno la prima applicazione in campo.
Nel primo semestre 2006 sono stati completati diversi
prototipi in vista delle prove in pozzo da effettuare nella
seconda metà dell’anno. L’obiettivo è raccogliere informazioni geologiche sugli strati non ancora perforati
durante la perforazione stessa (“while drilling”).
Sempre nel campo del “drilling” sono state finalizzate e
portate in campo diverse nuove tecnologie che estremizzano il concetto di drilling avanzato sviluppato da
alcuni anni in Divisione Exploration & Production. Si tratta delle tecnologie “Extreme Lean Profile” (ottimizzazione
delle tecniche “lean” estese alle diametrie più piccole),
“Eni Circulation Device” (che permette di evitare pericoli
di “presa delle aste” durante la perforazione) e “Light
Drill Pipe” (aste di alluminio per pozzi estremamente
deviati), queste ultime provate su pozzi in Ecuador.
Nel campo del “well testing” a impatto ambientale nullo
è in corso di finalizzazione la tecnologia “Zero Emission
Well Testing”, che consente di valutare le caratteristiche
della formazione con prove “in iniezione” (quindi a zero
emissioni) anziché con prove convenzionali di produzione “in erogazione”. La tecnologia si basa sullo sviluppo e
24
sull’implementazione di know-how e software proprietari Eni.
Nel campo del “modelling” del Sistema Petrolifero (PSM)
è stato messo a punto il nuovo modellizzatore numerico
“Steam2D”, realizzato in collaborazione col Centro di
Ricerca MOX del Politecnico di Milano. Questo nuovo
applicativo proprietario permette di descrivere l’evoluzione nel tempo (geologico) di modelli 2D (sezioni)
caratterizzati da notevoli complessità geologico-strutturali. Le prime applicazioni operative hanno confermato il
miglioramento significativo della qualità dei risultati del
modelling con conseguente diminuzione potenziale del
rischio esplorativo.
Nel campo dell’“imaging sismico” è continuato lo sviluppo della tecnologia proprietaria CRS (3D Common
Reflection Surface Stack), che consente di effettuare prospezioni in aree caratterizzate da scarso responso sismico. Le applicazioni di maggior successo sono state
Meleiha (Egitto) e Kashagan (Kazakhstan). Nelle aree a
elevata complessità strutturale, al portafoglio di tecnologie proprietarie di “imaging” in profondità, PSPI e KTA,
si è aggiunta la tecnologia NAM (Narrow Azimuth
Migration) adatta a rilievi sismici marini. PSPI e KTA si
sono arricchite di nuove potenzialità quali la gestione
dell’anisotropia e la generazione degli “angle gathers”.
Queste tecnologie hanno consentito di ridurre i tempi e
aumentare la definizione e la risoluzione delle strutture,
con risultati significativi a Karachaganak (Kazakhstan) e
al campo HZ-19 (Cina).
Nella “sismica di pozzo” si sono intensificate le applicazioni operative della tecnologia ICS (Integrated Crosswell
Seismic), estesa a situazioni operative complesse. Questa
tecnologia è in grado di aumentare la risoluzione dell’immagine del reservoir di almeno uno-due ordini di
grandezza rispetto a quella ottenuta mediante la sismica
di superficie, con evidenti benefici per l’ottimizzazione
dello sviluppo dei campi. Tra le applicazioni più significative si segnala l’acquisizione di un doppio profilo ad alta
risoluzione nel campo di Karachaganak (Kazakhstan).
Nel campo delle “acque profonde”, la nuova tecnologia
CSEM (Controlled Source ElectroMagnetic) ha registrato le
prime applicazioni di successo a Goliath (Norvegia) e
Port Said (Egitto). La misura della resistività elettrica
nelle strutture del sottosuolo marino fornisce indicazioni dirette sulla presenza di idrocarburi, riducendo il
rischio esplorativo e migliorando l’affidabilità nella definizione dell’estensione del reservoir.
Nell’ambito della gestione di problematiche di “flow
assurance” di tipo teorico, continua lo sviluppo e l’utilizzo, anche in partnership con altre oil company, di strumenti avanzati per la simulazione del comportamento
dei fluidi di produzione, con ricadute importanti anche
per l’ottimizzazione della produzione e la soluzione di
emergenze operative.
Nell’ambito dei “sistemi di produzione sottomarina”,
continua lo sviluppo di tecniche avanzate per il monitoraggio delle sealine utilizzando pig intelligenti, nonché la
messa a punto della versione sottomarina di una tecnica
che consente la produzione di pozzi a bassa pressione
già applicata con successo a terra.
Inoltre, sono state approfondite le tematiche relative al
“trasporto multifase” e al trattamento delle acque di
produzione (“water management”), contribuendo a un
significativo miglioramento del know-how interno.
Relativamente alla “tutela dell’ambiente”, sono stati realizzati manuali e protocolli applicativi per il monitoraggio ambientale con l’utilizzo di biomarker e sviluppati
strumenti innovativi per quantificare e ridurre l’impatto
ambientale delle attività E&P offshore (“zero effect
discharge”).
Nell’ambito del programma integrato “H2S Management
in E&P Operations”, volto all’individuazione di soluzioni
innovative per la mitigazione dell’impatto dei “sour
gases” sugli asset operati da Eni, è continuata la sperimentazione su scala pilota della tecnologia proprietaria
di “bulk separation” dell’acido solfidrico con l’impiego di
condensati. Prosegue inoltre l’attività di sviluppo di un
sistema innovativo per lo stoccaggio e la ripresa dello
zolfo, caratterizzato da elevata protezione ambientale,
alta flessibilità operativa e costi contenuti.
Gas & Power
Nell’ambito del progetto TAP (Trasporto gas ad Alta
Pressione) è in esercizio all’interno del Poligono
Sperimentale di Perdasdefogu (Sardegna) il tratto pilota
costituito da due condotte da 48” in acciaio ad altissima
resistenza (X100), una delle quali caratterizzata da difetti deliberatamente prodotti sul materiale. Le condotte
sono sottoposte a sollecitazioni programmate che simulano gli effetti di trenta anni di esercizio commerciale a
pressioni non tradizionali. Il tratto pilota costituisce una
sorta di laboratorio in piena scala, dotato di adeguata
strumentazione per il monitoraggio della pressione di
esercizio e per una valutazione, in funzione dello stato di
sollecitazione, del comportamento dell’acciaio ad alto
grado e dello stato di avanzamento dei difetti. Il programma di progetto prevede il completamento delle
prove sperimentali entro il primo semestre del 2007.
In ambito EPRG (European Pipeline Research Group), proseguono le attività di ricerca congiunta con vari partner
(società di trasporto gas e produttori di tubi europei)
riguardanti lo sviluppo di nuove soluzioni tecnologiche
per i sistemi di trasporto.
In ambito GERG (Gruppo Europeo di Ricerca sul Gas)
proseguono le attività sperimentali finalizzate a individuare l’insorgere di difetti in tubazioni mediante metodiche di emissione acustica; le sperimentazioni vengono
condotte sul tratto pilota del progetto TAP.
Continua l’attività di valutazione di nuove tecnologie per
la rilevazione e il controllo di aree instabili e il monitoraggio di nuova strumentazione per la misura di polveri
e aerosol in fase gas.
Nel settore Refining & Marketing, l’impegno di Ricerca e
Sviluppo continua a essere rivolto all’ottenimento di carburanti e lubrificanti caratterizzati da elevate prestazioni
e basso impatto ambientale. In tale ambito, sono in fase
di studio e sviluppo ulteriori miglioramenti qualitativi per
i carburanti della famiglia “Blu” (BluSuper e BluDiesel).
Continua l’attività di monitoraggio relativa alla distribuzione dimostrativa del prodotto “ADBlue” presso il
punto vendita Agip di Assago Ovest (MI). L’ADBlue (soluzione acquosa di urea al 32,5%) può essere impiegato
nelle motorizzazioni Diesel commerciali munite di un
particolare dispositivo catalitico (SCR) per l’eliminazione dei NOx dai “gas esausti”.
Prosegue l’attività di ricerca relativa a un “processo di
idrotrattamento” di gasoli ad alto contenuto di aromatici
volto a migliorarne le proprietà prestazionali e ambientali mediante idro-dearomatizzazione catalitica. Per
questa applicazione è stato sviluppato un catalizzatore
bifunzionale proprietario. È in corso lo sviluppo del processo su scala pilota.
25
È in corso, presso il Centro Ricerche di Milazzo, la dimostrazione su scala pilota di una nuova tecnologia di
“reforming policombustibile” basata sull’ossidazione catalitica a basso tempo di contatto di idrocarburi liquidi e
gassosi per la produzione di idrogeno a costi competitivi, anche in impianti di taglia medio-piccola, e con elevata flessibilità rispetto alle cariche disponibili in raffineria.
Progetti trasversali al settore Oil & Gas
Relativamente alle tematiche di interesse trasversale di
più business si segnalano di seguito le attività più rilevanti.
Nell’area della “valorizzazione greggi pesanti” è in esercizio presso la Raffineria di Taranto l’impianto dimostrativo da 1.200 barili/giorno basato sulla tecnologia proprietaria EST (Eni Slurry Technology), in grado di convertire completamente gli asfalteni (la parte “hard” degli oli
pesanti) e di azzerare, quindi, la produzione di residui sia
liquidi che solidi derivanti, specialmente, dalla raffinazione dei cosiddetti “greggi non convenzionali”. La sperimentazione è condotta sia su cariche convenzionali che
non-convenzionali (bitume da tar sands).
Nel campo della “conversione del gas naturale a prodotti
liquidi” (GTL), prosegue il programma di validazione su
scala pilota della tecnologia di produzione cere via sintesi di Fischer-Tropsch e la messa a punto della tecnologia collegata di upgrading delle cere via hydrocracking.
In campo ambientale è in pieno svolgimento il programma integrato di ricerca GreenHouse Gases (GHG) volto
alla verifica in campo della fattibilità industriale della
segregazione geologica di CO2.
Prosegue, inoltre, l’applicazione in campo dei ritrovati
del progetto di telemonitoraggio avanzato EWMS (Early
Warning Monitoring System) che ha l’obiettivo di realizzare un’unica piattaforma informatica per la rilevazione in
tempo reale di grandezze fisiche e chimiche utili al
monitoraggio e al controllo delle attività produttive di
Eni, anche nell’ottica della protezione ambientale.
26
Petrolchimica
Sono stati prodotti su scala pilota co-polimeri dell’etilene a bassissima densità utilizzando tecnologia in fase gas
e un sistema catalitico Ziegler/Natta modificato; sono
state inoltre determinate le condizioni operative di processo per una prova industriale. È stata realizzata una
modifica dell’impianto che consentirà la produzione di
nuovi polimeri ABS per il settore stampaggio a iniezione
e l’aumento della capacità produttiva di ABS per il settore estrusione. È stato industrializzato un nuovo tipo di
polistirolo espandibile a ridotto contenuto di pentano.
Sono state preparate campionature sperimentali di
nuovi tipi di polibutadiene ad alto cis e di s-SBR, innovative per il settore “pneumatici”, di cui si prevede l’industrializzazione. Sono state messe a punto le condizioni
operative per l’ottimizzazione delle rese e della selettività dell’idrogenazione alfa-metil-stirene nel processo
fenolo ed è stato individuato un catalizzatore alternativo
con prestazioni superiori rispetto a quello attualmente
usato.
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 / C O M M E N TO A I R I S U LTAT I E C O N O M I C O - F I N A N Z I A R I
I prospetti di Conto economico, Stato patrimoniale e
Rendiconto finanziario riclassificati non sono oggetto di
verifica da parte della Società di revisione.
CONTO ECONOMICO
Esercizio
73.728
798
(51.918)
Primo semestre
(milioni di euro)
2005
Altri ricavi e proventi
Costi operativi
2005
2006
Var. ass.
Var. %
34.101
44.323
10.222
30,0
317
372
55
17,4
(23.627)
(31.119)
(7.492)
(31,7)
(2.630)
(3.034)
(404)
(15,4)
8.161
di cui oneri non ricorrenti:
(290)
- Sanzione Antitrust
(5.781)
Ammortamenti e svalutazioni
16.827
Utile operativo
10.542
2.381
(366)
Proventi (oneri) finanziari netti
(208)
151
359
..
914
Proventi netti su partecipazioni
413
467
54
13,1
8.366
11.160
2.794
33,4
(3.790)
(5.547)
(1.757)
(46,4)
4.576
5.613
1.037
22,7
4.343
5.275
932
21,5
233
338
105
45,1
4.343
5.275
932
21,5
17.375
Utile prima delle imposte
(8.128)
Imposte sul reddito
9.247
Utile netto
29,2
di cui:
8.788
459
8.788
(759)
8.029
- utile netto di competenza Eni
- utile netto di terzi azionisti
Utile netto di competenza Eni
Esclusione dell’utile di magazzino
Utile netto a valori correnti di competenza Eni (1)
(311)
4.032
(210)
5.065
101
1.033
25,6
Esclusione special item:
oneri non ricorrenti:
290
932
altri special item
9.251
Utile netto adjusted di competenza Eni (1)
377
372
4.409
5.437
(5)
1.028
23,3
(1) Per la definizione e la riconduzione degli utili nella configurazione “a valori correnti”, che esclude l’utile/perdita di magazzino, e adjusted, che esclude inoltre gli special
item, v. il paragrafo “Riconduzione dell’utile operativo e dell’utile netto a quelli a valori correnti e adjusted” a pag. 37.
27
L’utile netto del primo semestre 2006 di 5.275 milioni di
euro aumenta di 932 milioni di euro rispetto al primo
semestre 2005 (+21,5%) essenzialmente per effetto del
maggiore utile operativo di 2.381 milioni di euro
(+29,2%), parzialmente assorbito dalla crescita del tax rate
di Gruppo (dal 45,3% al 49,7%) determinata in particolare
dalla maggiore incidenza dell’utile prodotto dal settore
Exploration & Production in Paesi a elevata fiscalità.
I risultati di Eni sono stati realizzati in un contesto di mercato caratterizzato dall’aumento del prezzo del Brent del
32,6% e dal deprezzamento del 4,4% dell’euro rispetto al
dollaro, i cui effetti positivi sono stati parzialmente assorbiti dalla flessione del margine di raffinazione sul Brent
del 21% e dei margini dei prodotti petrolchimici. I margini di vendita del gas naturale sono diminuiti per effetto
essenzialmente del regime regolatorio della delibera n.
248/2004 dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas, i cui
effetti sono stati parzialmente attenuati dall’andamento
favorevole dei parametri energetici presi a riferimento
per la determinazione dei prezzi di vendita e di acquisto
del gas naturale, in particolare nel secondo trimestre,
connesso anche al differente periodo temporale di riferimento dei contratti. Nel secondo semestre dell’esercizio
l’impatto sui margini del regime regolatorio istituito con
la delibera n. 248/2004 sarà attenuato dagli effetti della
delibera n. 134 approvata dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas il 28 giugno 2006.
L’utile netto del primo semestre è influenzato dall’utile
di magazzino di 210 milioni di euro (al netto dell’effetto
fiscale) e da special item rappresentati da oneri netti di
372 milioni di euro (al netto dell’effetto fiscale) riguardanti essenzialmente svalutazioni di attività in particolare nei settori Exploration & Production e Gas & Power,
accantonamenti al fondo rischi di natura ambientale e
oneri per incentivazione esodi, parzialmente compensati dalle plusvalenze conseguite dalla vendita di asset
minerari. Escludendo l’utile di magazzino e gli special
item, l’utile netto adjusted di 5.437 milioni di euro
aumenta del 23,3% rispetto allo stesso periodo del 2005.
Utile operativo
Esercizio
Primo semestre
(milioni di euro)
2005
16.827
Utile operativo
(1.210)
Eliminazione utile di magazzino
15.617
Utile operativo a valori correnti
2005
2006
Var. ass.
Var. %
8.161
10.542
2.381
29,2
(496)
(335)
161
7.665
10.207
2.542
33,2
5.349
8.398
3.049
Gas & Power
2.125
1.887
(238)
(11,2)
Dettaglio per settore:
12.593
3.194
57,0
793
406
201
(205)
(50,5)
183
Petrolchimica
209
8
(201)
(96,2)
307
112
211
99
88,4
Altre attività
(259)
(216)
43
16,6
Corporate e società finanziarie
(211)
(142)
69
32,7
(66)
(140)
(74)
(934)
(378)
(141)
Eliminazione utili interni (1)
15.617
7.665
10.207
2.542
33,2
(1) Gli utili interni riguardano gli utili sulle cessioni intragruppo di prodotti, servizi e beni materiali e immateriali esistenti al 30 giugno nel patrimonio dell’impresa
acquirente.
A partire dal 1° gennaio 2006 le società consolidate Eni attive nei settori diversificati (in particolare i servizi immobiliari, i servizi assicurativi e di intermediazione finanziaria,
la ricerca scientifica e la formazione) sono rappresentate nell’aggregato Corporate e società finanziarie, a eccezione della società Tecnomare rappresentata nel settore
Exploration & Production (in precedenza tutte le attività diversificate erano rappresentate nell’aggregato Altre attività). L’aggregato Altre attività è costituito a oggi dalla sola
Syndial SpA che gestisce attività marginali del settore petrolchimico e attività liquidatorie relative a business dai quali Eni è uscita in esercizi passati. I dati dei periodi
di confronto sono stati riclassificati coerentemente.
L’utile operativo a valori correnti di 10.207 milioni di
euro – che esclude l’utile di magazzino di 335 milioni di
euro – aumenta di 2.542 milioni di euro rispetto al primo
semestre 2005 (+33,2%) a seguito essenzialmente dell’incremento registrato nei settori:
- Exploration & Production (+3.049 milioni di euro, pari
al 57%) dovuto in particolare: (i) all’aumento del prez-
28
zo in dollari del barile di produzione (petrolio +36,3%;
gas naturale +21,5%); (ii) alla crescita della produzione
venduta di idrocarburi delle società consolidate
(+12,4 milioni di boe, pari al 4,2%); (iii) all’impatto del
deprezzamento dell’euro sul dollaro, con un effetto di
circa 370 milioni di euro, in parte riferito alla conver-
sione dei bilanci delle imprese operanti in aree diverse
dall’euro. Questi effetti positivi sono stati parzialmente assorbiti dall’aumento dei costi di produzione e
degli ammortamenti;
- Ingegneria e Costruzioni (+99 milioni di euro pari
all’88,4%).
L’incremento realizzato dal settore Exploration
& Production è stato parzialmente assorbito dalla riduzione dell’utile operativo a valori correnti nei settori:
- Gas & Power per 238 milioni di euro (-11,2%) a causa
essenzialmente dei minori margini di vendita del gas
per effetto del regime regolatorio della delibera
n. 248/2004 dell’Autorità per l’energia elettrica e il
gas, il cui impatto è stato parzialmente attenuato dall’andamento favorevole dei parametri energetici presi
a riferimento per la determinazione dei prezzi di vendita e di acquisto del gas naturale, in particolare nel
secondo trimestre, connesso anche al differente periodo temporale di riferimento dei contratti. L’utile operativo del settore ha risentito anche dei maggiori costi
di approvvigionamento del gas connessi all’emergenza climatica della stagione invernale 2006, nonché
della riduzione del risultato operativo dell’attività di
trasporto Italia connesso essenzialmente all’impatto
del nuovo sistema tariffario introdotto dalla delibera
n. 166/2005. Tali effetti sono stati parzialmente com-
pensati dalla crescita dei volumi venduti dalle società
consolidate (vendite di gas +2,60 miliardi di metri
cubi, pari al 6,1%; produzione venduta di energia elettrica +1,87 terawattora, pari al 17,7%) e di quelli trasportati in particolare sul gasdotto libico
GreenStream;
- Refining & Marketing per 205 milioni di euro (-50,5%)
a causa essenzialmente della flessione del margine di
raffinazione (-1,16 dollari/barile il margine sul Brent,
pari al 21%), in parte compensati dall’impatto del
deprezzamento dell’euro sul dollaro, e dell’impatto
delle maggiori fermate per manutenzioni programmate delle raffinerie in Italia. L’utile operativo del settore
è stato penalizzato anche dalla riduzione del risultato
dell’attività commerciale Italia per effetto dell’aumento dei prezzi internazionali dei prodotti non interamente trasferito sui prezzi finali e della pressione competitiva. Tali fattori negativi sono stati in parte compensati dall’incremento del risultato delle attività in
Europa;
- Petrolchimica per 201 milioni di euro (-96,2%) a causa
essenzialmente della flessione dei margini di vendita
dei prodotti in relazione all’aumento del costo della
carica petrolifera non interamente trasferito sui prezzi
di vendita, nonché dell’impatto sulle produzioni derivante dall’incidente occorso alla Raffineria di Priolo a
fine aprile.
Analisi delle voci del conto economico
Esercizio
Primo semestre
(milioni di euro)
2005
2006
Var. ass.
Var. %
22.534
2005
10.054
14.459
4.405
43,8
22.969
Gas & Power
11.162
14.933
3.771
33,8
33.732
14.747
19.446
4.699
31,9
6.255
Petrolchimica
2.999
3.340
341
11,4
5.730
2.633
3.080
447
17,0
Altre attività
439
465
26
5,9
562
605
43
7,7
864
1.239
(19.595)
Elisioni di consolidamento
73.728
I ricavi della gestione caratteristica nel primo semestre
2006 (44.323 milioni di euro) sono aumentati di 10.222
milioni di euro rispetto al primo semestre 2005 (+30%)
per effetto essenzialmente dell’aumento dei prezzi dei
prodotti e della crescita dei volumi venduti nei principali settori di attività, nonché del deprezzamento dell’euro
sul dollaro.
(8.495)
34.101
(12.005)
44.323
(3.510)
10.222
(41,3)
30,0
I ricavi del settore Exploration & Production (14.459
milioni di euro) sono aumentati di 4.405 milioni di euro
(+43,8%) per effetto essenzialmente dell’incremento del
prezzo del barile di produzione in dollari (petrolio
+36,3%; gas naturale +21,5%), della crescita della produzione venduta di idrocarburi (+12,4 milioni di boe, pari
al 4,2%), nonché dell’impatto del deprezzamento dell’euro sul dollaro.
29
I ricavi del settore Gas & Power (14.933 milioni di euro)
sono aumentati di 3.771 milioni di euro (+33,8%) per
effetto essenzialmente: (i) dell’aumento del prezzo del
gas naturale, in relazione in particolare all’andamento
favorevole dei parametri energetici presi a riferimento
per la determinazione dei prezzi connesso anche al differente periodo temporale di riferimento dei contratti;
(ii) della crescita dei volumi venduti di gas naturale delle
società consolidate (+2,6 miliardi di metri cubi, pari al
6,1%) e della produzione venduta di energia elettrica
(+1,87 terawattora, pari al 17,7%).
I ricavi del settore Refining & Marketing (19.446 milioni
di euro) sono aumentati di 4.699 milioni di euro
(+31,9%) per effetto essenzialmente dell’aumento delle
quotazioni dei greggi e dei prodotti petroliferi, nonché
della maggiore attività di commercializzazione di greggi
(+1,1 milioni di tonnellate) e dell’impatto del deprezzamento dell’euro sul dollaro.
I ricavi del settore Petrolchimica (3.340 milioni di euro)
sono aumentati di 341 milioni di euro (+11,4%) per
effetto essenzialmente dell’incremento di circa l’8% dei
prezzi medi di vendita dei prodotti.
I ricavi del settore Ingegneria e Costruzioni (3.080 milioni di euro) sono aumentati di 447 milioni di euro (+17%)
per effetto della crescita dei livelli di attività nei business
Costruzioni Mare e Costruzioni Terra, nonché del maggior tasso di utilizzo dei mezzi e delle maggiori tariffe nel
business Perforazioni Mare.
I ricavi dell’aggregato Altre attività (465 milioni di euro)
sono aumentati di 26 milioni di euro (+5,9%) per effetto
dell’aumento dei prezzi dei prodotti venduti dalla
Syndial.
I ricavi dell’aggregato Corporate e società finanziarie
(605 milioni di euro) sono aumentati di 43 milioni di
euro (+7,7%) essenzialmente nell’attività assicurativa e
di intermediazione finanziaria.
Gli “Altri ricavi e proventi” conseguiti nel primo semestre
2006 (372 milioni di euro) sono aumentati di 55 milioni
di euro, pari al 17,4%, per effetto essenzialmente delle
maggiori plusvalenze sulla vendita di asset (72 milioni di
euro nel primo semestre 2006; 11 milioni di euro nel
primo semestre 2005), in particolare minerari.
Costi operativi
Esercizio
48.567
Primo semestre
(milioni di euro)
2005
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
2005
2006
Var. ass.
Var. %
21.993
29.383
7.390
33,6
di cui oneri non ricorrenti:
290
3.351
Costo lavoro
51.918
I costi operativi sostenuti nel primo semestre 2006
(31.119 milioni di euro) aumentano di 7.492 milioni di
euro rispetto al primo semestre 2005, pari al 31,7%, per
effetto essenzialmente: (i) dell’incremento del costo di
approvvigionamento delle cariche petrolifere e petrolchimiche, nonché del gas naturale; sui costi di approvvigionamento del gas hanno inciso i maggiori oneri connessi all’emergenza climatica della stagione invernale
2006; (ii) dell’impatto della conversione dei bilanci delle
imprese operanti in aree diverse dall’euro; (iii) dei maggiori costi operativi e royalty nel settore Exploration
& Production; in particolare l’aumento dei costi operativi è dovuto alla crescente incidenza dei progetti di svi-
30
1.634
1.736
102
6,2
23.627
31.119
7.492
31,7
luppo in ambienti estremi e a fenomeni inflattivi; (iv) dei
maggiori costi di manutenzione delle raffinerie. Questi
fattori negativi sono stati in parte compensati dalla diminuzione degli accantonamenti ai fondi rischi e spese
future (197 milioni di euro nel primo semestre 2006,
289 milioni di euro nel primo semestre 2005), in particolare di natura ambientale nel settore Refining
& Marketing.
Il costo lavoro (1.736 milioni di euro) è aumentato di
102 milioni di euro (+6,2%) per effetto essenzialmente
della crescita del costo lavoro unitario in Italia, il cui
impatto è stato parzialmente assorbito dalla riduzione
dell’occupazione media in Italia. Hanno contribuito
all’incremento del costo lavoro la crescita occupazionale all’estero e l’impatto della conversione dei bilanci
delle imprese operanti in aree diverse dall’euro.
Occupazione
Gas & Power
31.12.2005
30.06.2006
8.030
7.940
Var. ass.
(90)
Var. %
(1,1)
(0,9)
12.324
12.209
(115)
8.894
9.009
115
1,3
Petrolchimica
6.462
6.343
(119)
(1,8)
28.684
28.971
287
1,0
Altre attività
2.636
2.543
(93)
(3,5)
5.228
5.314
86
1,6
72.258
72.329
71
0,1
L’occupazione al 30 giugno 2006 è di 72.329 unità con
un aumento di 71 unità rispetto al 31 dicembre 2005
(+0,1%).
In Italia l’occupazione (40.300 unità) è aumentata di 108
unità per effetto essenzialmente del saldo positivo di
214 unità tra le assunzioni e le risoluzioni i cui effetti
sono stati parzialmente assorbiti dalle riduzioni connesse alle variazioni dell’area di consolidamento (complessivamente 106 uscite) relative: (i) al conferimento della
Fiorentina Gas alla collegata Toscana Energia (Eni 48,7%);
(ii) alla cessione del ramo d’azienda per il trattamento
acque di Ferrara; (iii) all’acquisizione delle società
Siciliana Gas SpA e Siciliana Gas Vendite SpA. Nel primo
semestre 2006 sono state effettuate 1.120 assunzioni, di
cui 763 a tempo indeterminato e 906 risoluzioni (di cui
610 a tempo indeterminato).
All’estero l’occupazione (32.029 unità) è diminuita di 37
unità.
Esercizio
2005
3.945
Primo semestre
(milioni di euro)
2005
2006
Var. ass.
Var. %
1.697
2.120
423
24,9
684
Gas & Power
344
320
(24)
(7,5)
462
232
219
(13)
(5,6)
118
Petrolchimica
59
61
2
3,4
175
81
87
6
7,4
16
113
(4)
5.509
272
Altre attività
8
4
(4)
(50,0)
50
37
(13)
(26,0)
2.471
2.846
375
15,2
159
188
29
18,2
2.630
3.034
404
15,4
Eliminazione utili interni
Totale ammortamenti
Svalutazioni
5.781
Gli ammortamenti (2.846 milioni di euro) sono aumentati di 375 milioni di euro rispetto al primo semestre
2005 (+15,2%) essenzialmente nel settore Exploration
& Production (423 milioni di euro), in relazione al costo
più elevato degli investimenti di sviluppo dei nuovi giacimenti e di mantenimento del livello produttivo dei giacimenti maturi, all’aumento delle produzioni, nonché ai
maggiori costi di ricerca esplorativa (183 milioni di
euro). Inoltre ha contribuito all’incremento l’impatto
(2)
(2)
della conversione dei bilanci di imprese operanti in aree
diverse dall’euro.
Le svalutazioni rilevate nel semestre (188 milioni di
euro) hanno riguardato essenzialmente asset minerari e
attività immateriali nel settore Gas & Power.
31
Utile operativo per settore
Esercizio
12.593
Primo semestre
(milioni di euro)
2005
2005
2006
Var. ass.
3.049
5.349
8.398
3.321
Gas & Power
2.155
1.907
1.857
(248)
Var. %
57,0
(11,5)
865
455
(410)
(47,4)
202
Petrolchimica
216
69
(147)
(68,1)
307
112
211
99
88,4
(934)
Altre attività
(259)
(216)
43
16,6
(378)
(211)
(142)
69
32,7
(141)
Eliminazione utili interni
(66)
(140)
(74)
16.827
Utile operativo
(1.210)
Eliminazione utile di magazzino
15.617
8.161
(496)
7.665
10.542
(335)
10.207
2.381
29,2
161
2.542
33,2
290
1.651
17.558
Oneri non ricorrenti
Altri special item
516
380
8.181
10.587
(136)
2.406
29,4
Di seguito il commento dell’utile operativo per settore
di attività.
Esercizio
2005
12.593
Primo semestre
(milioni di euro)
Utile operativo
2005
2006
Var. ass.
Var. %
5.349
8.398
3.049
57,0
5.349
8.398
3.049
57,0
Esclusione utile di magazzino
12.593
311
12.904
Esclusione special item
L’utile operativo del primo semestre di 8.398 milioni di
euro aumenta di 3.049 milioni di euro rispetto al primo
semestre 2005 (+57%) per effetto essenzialmente:
(i) dell’incremento del prezzo del barile di produzione
in dollari (petrolio +36,3%; gas naturale +21,5%);
(ii) della crescita della produzione venduta di idrocarburi (+12,4 milioni di boe, pari al 4,2%); (iii) dell’impatto del deprezzamento dell’euro sul dollaro (circa 370
milioni di euro), in parte riferito alla conversione dei
bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall’euro.
Questi fattori positivi sono stati parzialmente assorbiti:
(i) dall’incremento dei costi di produzione e degli
ammortamenti connessi in particolare al costo più elevato degli investimenti di sviluppo dei nuovi giacimenti
e di mantenimento del livello produttivo dei giacimenti maturi, nonché a fenomeni inflattivi; (ii) dai maggiori
costi di ricerca esplorativa.
32
159
75
5.508
8.473
(84)
2.965
53,8
Gli special item del semestre, rappresentati da oneri netti
di 75 milioni di euro, si riferiscono a svalutazioni di attività minerarie (132 milioni di euro) in parte assorbite da
plusvalenze conseguite nella vendita di asset minerari
(57 milioni di euro). Nel primo semestre 2005 gli special
item riguardano essenzialmente svalutazioni di asset.
Gas & Power
Esercizio
3.321
(127)
3.194
Primo semestre
(milioni di euro)
2005
Utile operativo
2005
2006
2.155
1.907
(30)
2.125
(20)
1.887
Var. ass.
(248)
Var. %
(11,5)
10
(238)
(11,2)
290
47
3.531
Oneri non ricorrenti
Altri special item
L’utile operativo a valori correnti del primo semestre di
1.887 milioni di euro diminuisce di 238 milioni di euro
rispetto al primo semestre 2005 (-11,2%) a causa essenzialmente: (i) della flessione dei margini di vendita del
gas naturale per effetto del regime regolatorio della
delibera n. 248/20041 dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas, i cui effetti sono stati parzialmente attenuati
dall’andamento favorevole dei parametri energetici
presi a riferimento per la determinazione dei prezzi di
vendita e di acquisto del gas naturale, in particolare nel
secondo trimestre, connesso anche al differente periodo temporale di riferimento dei contratti principalmente nel settore termoelettrico; (ii) dei maggiori costi di
approvvigionamento del gas in relazione all’emergenza
climatica della stagione invernale 2006; (iii) della riduzione del risultato operativo dell’attività di trasporto
Italia connesso essenzialmente all’impatto del nuovo
sistema tariffario introdotto dalla delibera n. 166/2005.
Questi fattori negativi sono stati parzialmente compensati: (i) dalla crescita dei volumi venduti di gas naturale
delle società consolidate (+2,60 miliardi di metri cubi,
pari al 6,1%) inclusi gli autoconsumi; (ii) dall’aumento
del risultato operativo dell’attività di trasporto estero
connesso essenzialmente ai maggiori volumi trasportati in particolare per l’entrata a regime del gasdotto libico GreenStream.
L’attività di generazione elettrica ha conseguito l’utile
operativo di 84 milioni di euro con un aumento di 29
milioni di euro, pari al 52,7% dovuto essenzialmente alla
crescita della produzione venduta di energia elettrica
(+1,87 terawattora, pari al 17,7%).
48
107
2.173
1.994
59
(179)
(8,2)
Gli special item del semestre (107 milioni di euro) riguardano essenzialmente svalutazioni di attività immateriali,
accantonamenti di natura ambientale e oneri per incentivazione esodi. Nel primo semestre 2005 gli special item
(48 milioni di euro) riguardano essenzialmente oneri
diversi e accantonamenti di natura ambientale (22
milioni di euro).
(1) V. “Andamento operativo - Gas & Power - Regolamentazione”.
33
Esercizio
1.857
(1.064)
2005
Utile operativo
793
421
1.214
Primo semestre
(milioni di euro)
2005
L’utile operativo a valori correnti del primo semestre di
201 milioni di euro diminuisce di 205 milioni di euro
rispetto al primo semestre 2005 (-50,5%) a causa essenzialmente: (i) della flessione del margine di raffinazione
(-1,16 dollari/barile il margine sul Brent, pari al 21%) i cui
effetti negativi sono stati parzialmente compensati dall’impatto del deprezzamento dell’euro sul dollaro;
(ii) dell’impatto delle maggiori fermate delle raffinerie in
Italia a causa di manutenzioni programmate e degli
inconvenienti tecnici (in particolare alla raffineria di terzi
di Priolo); (iii) della riduzione del risultato operativo
delle attività commerciali in Italia connessa essenzialmente alla flessione dei margini per effetto dell’aumento delle quotazioni internazionali dei prodotti non interamente trasferito sui prezzi di vendita, nonché della
pressione competitiva e della dismissione della Italiana
2006
Var. ass.
865
455
(410)
(459)
(254)
205
406
201
(205)
81
78
(3)
487
279
(208)
Var. %
(47,4)
(50,5)
(42,7)
Petroli ceduta nel settembre 2005. Tali fattori negativi
sono stati in parte compensati dall’incremento del risultato delle attività in Europa.
Gli special item del semestre (78 milioni di euro) riguardano essenzialmente accantonamenti al fondo rischi di
natura ambientale e oneri per incentivazione all’esodo.
Nel primo semestre 2005 gli special item (81 milioni di
euro) riguardavano essenzialmente accantonamenti al
fondo rischi di natura ambientale.
Petrolchimica
Esercizio
202
Utile operativo
(19)
183
78
261
L’utile operativo a valori correnti di 8 milioni di euro
diminuisce di 201 milioni di euro (-96,2%) rispetto al
primo semestre del 2005 per effetto essenzialmente
della riduzione dei margini unitari, in particolare il margine del cracker e i business intermedi e stirenici, dovuta
all’incremento del costo della carica petrolifera e delle
utility più accentuato di quello registrato dai prezzi di
vendita, nonché dall’impatto sulle produzioni derivante
dall’incidente occorso alla Raffineria di Priolo a fine aprile. Questi fattori negativi sono stati parzialmente compensati dall’effetto positivo del mix di vendita, nonché
dal miglioramento della performance industriale e commerciale.
34
Primo semestre
(milioni di euro)
2005
2005
2006
216
69
(147)
(61)
(54)
209
8
(201)
21
20
(1)
230
28
(202)
(7)
Var. ass.
Var. %
(68,0)
(96,2)
(87,8)
Gli special item del semestre (20 milioni di euro) riguardano essenzialmente accantonamenti al fondo rischi.
Nel primo semestre 2005 gli special item (21 milioni di
euro) riguardavano sostanzialmente svalutazioni di
asset.
Esercizio
307
Primo semestre
(milioni di euro)
2005
Utile operativo
2005
2006
Var. ass.
Var. %
112
211
99
88,4
112
211
99
88,4
112
211
99
88,4
307
7
314
L’utile operativo del primo semestre di 211 milioni di euro
aumenta di 99 milioni di euro rispetto al primo semestre
2005 (+88,4%). In particolare l’aumento del risultato è
stato ottenuto nei business: (i) Costruzioni terra, a seguito
dell’incremento del volume d’affari connesso essenzialmente all’avvio di alcuni grandi progetti acquisiti nel
2005; (ii) Costruzioni mare, a seguito della maggiore attività nell’area del Caspio; (iii) Perforazioni mare, a seguito
dell’aumento delle tariffe che ha interessato le piattaforme semisommergibili Scarabeo 3 e Scarabeo 5 e della
maggiore operatività del jack-up Perro Negro 5 e della
piattaforma semisommergibile Scarabeo 4.
I proventi finanziari netti (151 milioni di euro) sono
aumentati di 359 milioni di euro rispetto al primo semestre 2005 per effetto essenzialmente della variazione
positiva della valutazione al fair value degli strumenti
finanziari derivati e della riduzione dell’indebitamento
finanziario netto medio, i cui effetti sono stati parzialmente assorbiti dai maggiori tassi d’interesse, in particolare sui finanziamenti in dollari (Libor +1,9 punti percentuali).
Altre Attività
Nel primo semestre la Syndial ha registrato la perdita
operativa di 216 milioni di euro con una diminuzione di
43 milioni di euro rispetto al primo semestre 2005, pari
al 16,6%, per effetto essenzialmente della riduzione degli
accantonamenti al fondo rischi a fronte di oneri ambientali e su contenziosi (85 milioni di euro), i cui effetti sono
stati parzialmente assorbiti dalla flessione del margine di
vendita dei prodotti dovuto all’aumento del costo della
carica petrolifera e delle utility più accentuato di quello
registrato dai prezzi di vendita, nonché dell’impatto
della fermata del cracker di Porto Torres per manutenzione.
Nel primo semestre l’aggregato Corporate e società
finanziarie ha registrato la perdita operativa di 142
milioni di euro con una diminuzione di 69 milioni di
euro rispetto al primo semestre 2005, pari al 32,7%, per
effetto essenzialmente della circostanza che nel primo
semestre 2005 vennero rilevati accantonamenti di natura ambientale di 46 milioni di euro, nonché del miglioramento gestionale delle attività finanziarie.
35
Esercizio
737
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
177
Altri proventi (oneri su partecipazioni)
914
I proventi netti su partecipazioni ammontano a 467
milioni di euro e riguardano essenzialmente: (i) le quote
di competenza degli utili di periodo delle imprese partecipate valutate con il metodo del patrimonio netto (438
milioni di euro), in particolare nei settori Gas & Power e
Refining & Marketing, in parte compensate dalla svalutazione di una collegata del settore Ingegneria e
Costruzioni in relazione alla perdita attesa su una commessa per la realizzazione di un impianto “Gas to Liquids”
in Nigeria (58 milioni di euro); (ii) i dividendi derivanti
da partecipazioni valutate al costo (57 milioni di euro);
(iii) le plusvalenze realizzate nella cessione di partecipazioni (25 milioni di euro).
L’aumento dei proventi netti su partecipazioni di 54
milioni di euro è dovuto essenzialmente al miglioramento del risultato delle partecipate del settore Gas
& Power.
Imposte sul reddito
Le imposte sul reddito (5.547 milioni di euro) aumentano di 1.757 milioni di euro, pari al 46,4%, a seguito
36
Primo semestre
(milioni di euro)
2005
2005
2006
Var. ass.
364
380
16
49
87
38
413
467
54
essenzialmente dell’aumento dell’utile prima delle
imposte di 2.794 milioni di euro. L’incremento di 4,4
punti percentuali del tax rate di Gruppo (dal 45,3% al
49,7%) è connesso essenzialmente alla maggiore incidenza dell’utile prodotto dal settore Exploration
& Production in Paesi a elevata fiscalità, nonché alla rilevazione di oneri per la definizione di un contenzioso
fiscale in Venezuela che ha comportato anche l’adeguamento delle imposte differite passive (91 milioni di
euro).
Utile di competenza di terzi azionisti
L’utile di competenza di terzi azionisti (338 milioni di
euro) riguarda essenzialmente Snam Rete Gas SpA (169
milioni di euro) e Saipem (155 milioni di euro, di cui 19
milioni di euro riferiti all’acquisto del 100% di
Snamprogetti).
Riconduzione dell’utile operativo
e dell’utile netto
a quelli a valori correnti e adjusted
L’utile netto e l’utile operativo adjusted, rappresentati
dall’utile a valori correnti prima degli special item, sono
indicati con l’intento di consentire la valutazione dell’andamento industriale di business e, agli analisti finanziari,
la valutazione dei risultati di Eni sulla base dei loro
modelli previsionali. Queste configurazioni di risultato,
utilizzate anche dal management per valutare le
performance di settore e di Gruppo, non sono previste né
dagli IFRS, né dagli U.S. GAAP.
L’utile operativo e l’utile netto a valori correnti derivano
dal raffronto tra i ricavi e i costi correnti dei prodotti venduti, con l’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 di diminuzione dei prezzi,
delle giacenze esistenti a inizio periodo ancora presenti
in magazzino a fine periodo.
I componenti reddituali sono classificati tra gli special
item, se significativi, 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
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 i componenti reddituali derivanti da eventi
od operazioni non ricorrenti sono evidenziati distintamente nel prospetto di conto economico e nelle tabelle
di riconduzione che seguono.
(milioni di euro)
Primo semestre 2006
Utile operativo reported
E&P
G&P
8.398
1.907
I&C
211
Altre
attività
(216)
Corporate Eliminazione
e società
utili
finanziarie
interni
(142)
(140)
Gruppo
455
69
(254)
(61)
1.887
201
8
107
78
20
39
61
52
152
51
1
4
188
(20)
Utile operativo a valori correnti 8.398
R&M Petrolchimica
10.542
(335)
211
(216)
(142)
88
12
(140)
10.207
di cui:
Oneri (proventi) non ricorrenti
Altri special item:
75
oneri ambientali
svalutazioni
132
plusvalenze su
razionalizzazione portafoglio
(57)
(57)
accantonamenti a fondo rischi
oneri per esodi agevolati
17
altro
Special item dell’utile operativo
reported
a valori correnti
adjusted
380
3
20
22
11
1
1
2
(1)
9
75
107
78
20
8.473
1.994
279
28
211
45
12
42
10
88
12
(128)
(130)
380
(140)
10.587
5.275
(210)
5.065
372
5.437
37
(milioni di euro)
Primo semestre 2005
E&P
G&P
5.349
2.155
2.125
406
209
48
81
21
22
62
(30)
R&M Petrolchimica
865
(459)
216
I&C
Altre
attività
e società
utili
finanziarie
interni
Gruppo
112
(259)
(211)
(66)
8.161
112
(259)
(211)
(66)
7.665
150
57
516
94
46
224
(7)
(496)
di cui:
Oneri (proventi) non ricorrenti
Altri special item:
159
oneri ambientali
svalutazioni
158
17
1
reported
a valori correnti
adjusted
38
4
5
43
3
7
23
(5)
(2)
159
48
81
21
5.508
2.173
487
230
altro
18
180
65
11
22
150
57
516
(109)
(154)
9
112
25
(66)
8.181
4.343
(311)
4.032
377
4.409
(milioni di euro)
Esercizio 2005
E&P
G&P
12.593
3.321
3.194
(127)
R&M Petrolchimica
1.857
(1.064)
793
202
I&C
Altre
attività
e società
utili
finanziarie
interni
307
(934)
(378)
(141)
16.827
307
(934)
(378)
(141)
15.617
(19)
183
Gruppo
(1.210)
di cui:
Oneri (proventi) non ricorrenti:
290
sanzione Antitrust
290
290
Altri special item:
311
oneri ambientali
svalutazioni
247
290
47
421
31
337
1
78
7
4
54
835
75
2
363
36
126
4
64
178
3
6
29
79
638
149
1.941
(296)
(229)
17
7
8
22
4
(12)
(8)
311
337
421
78
7
12.904
3.531
1.214
261
314
413
29
30
1
1.651
5
6
altro
149
39
maggiorazione premi assicurativi 57
638
201
14
(5)
(141)
reported
17.558
8.788
(759)
a valori correnti
8.029
Esclusione oneri (proventi) non ricorrenti
290
Esclusione altri special item
932
adjusted
9.251
Utile operativo adjusted per settore
Esercizio
Primo semestre
(milioni di euro)
2005
2005
2006
Var. ass.
Var. %
5.508
8.473
2.965
53,8
3.531
Gas & Power
2.173
1.994
(179)
(8,2)
1.214
12.904
487
279
(208)
(42,7)
261
Petrolchimica
230
28
(202)
(87,8)
314
112
211
99
88,4
(128)
(19)
(17,4)
15,6
(296)
Altre attività
(109)
(229)
(154)
(130)
24
(141)
Eliminazione utile interno
(66)
(140)
(74)
17.558
8.181
10.587
2.406
29,4
39
Stato patrimoniale riclassificato
Lo schema dello stato patrimoniale riclassificato aggrega
i valori attivi e passivi dello schema obbligatorio secondo il criterio della funzionalità alla gestione dell’impresa
considerata suddivisa convenzionalmente nelle tre funzioni fondamentali: l’investimento, l’esercizio, il finanziamento.
Il management ritiene che lo schema proposto rappresenti un’utile informativa per l’investitore perché con-
sente 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 (1)
31.12.2005
30.06.2006
45.013
43.051
Rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo
2.194
1.866
(328)
Attività immateriali
3.194
3.172
(22)
Partecipazioni
4.311
4.267
(44)
626
(149)
(milioni di euro)
Var. ass.
Capitale immobilizzato
Immobili, impianti e macchinari
Altre immobilizzazioni
Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa
Debiti netti relativi all’attività di investimento
Capitale di esercizio netto
654
775
(1.196)
(916)
(1.962)
654
280
54.291
52.720
(1.571)
(3.568)
(5.423)
(1.855)
Fondi per benefici ai dipendenti
(1.031)
(1.040)
49.692
46.257
(9)
39.217
39.863
Indebitamento finanziario netto
10.475
6.394
(4.081)
Coperture
49.692
46.257
(3.435)
(3.435)
646
(1) Per la riconduzione allo schema obbligatorio v. il paragrafo “Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori”
a pag. 45.
L’apprezzamento dell’euro, in particolare sul dollaro,
rispetto al 31 dicembre 2005 (cambio EUR/USD 1,271 al
30 giugno contro 1,180 al 31 dicembre, +7,7%) ha determinato, nella conversione dei bilanci espressi in moneta
diversa dall’euro ai cambi del 30 giugno 2006, una diminuzione del valore contabile del capitale investito netto
di circa 1.300 milioni di euro, del patrimonio netto di
circa 900 milioni di euro e dell’indebitamento finanziario netto di circa 400 milioni di euro.
Il capitale investito netto al 30 giugno 2006 ammonta a
46.257 milioni di euro con un decremento di 3.435
milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2005 dovuto
essenzialmente al decremento del capitale immobilizzato (52.720 milioni di euro) diminuito di 1.571 milioni di
euro rispetto al 31 dicembre 2005 a seguito essenzialmente degli ammortamenti e delle svalutazioni di periodo (3.034 milioni di euro), solo in parte compensati
dagli investimenti tecnici effettuati (3.054 milioni di
40
euro), nonché dell’impatto dell’apprezzamento dell’euro sul dollaro nella conversione dei bilanci delle imprese
operanti in aree diverse dall’euro.
L’incidenza dei settori Exploration & Production, Gas
& Power e Refining & Marketing sul capitale investito
netto è dell’89,7% (90,9% al 31 dicembre 2005).
Gli immobili, gli impianti e i macchinari (43.051 milioni
di euro) riguardano principalmente i settori Exploration
& Production (52,3%), Gas & Power (31,8%) e Refining
& Marketing (8,3%). Il fondo ammortamento e svalutazione (46.478 milioni di euro) rappresenta il 51,9% del
valore lordo degli immobili, degli impianti e dei macchinari (50,4% al 31 dicembre 2005).
La voce “Altre immobilizzazioni” accoglie il valore netto
contabile di 654 milioni di euro riferito alle immobilizzazioni dedicate al contratto di servizio relativo alle attività
minerarie dell’area di Dación, della branch Venezuelana
della controllata Eni Dación BV. Come descritto nella sezione “Andamento operativo - Exploration & Production -
Principali iniziative di esplorazione e sviluppo - Venezuela”
la compagnia petrolifera di Stato venezuelana Petróleos de
Venezuela SA (PDVSA) ha comunicato a Eni Dación BV la
risoluzione unilaterale del predetto contratto di servizio
con effetto dal 1° aprile 2006. Conseguentemente da tale
data la conduzione delle attività è stata assunta da PDVSA.
Eni ha offerto la disponibilità a un accordo circa l’indennizzo dovuto a seguito della risoluzione unilaterale del contratto. In caso di insuccesso delle trattative Eni valuterà
ogni azione da intraprendere a difesa dei propri interessi in
Venezuela. In particolare sulla base dei pareri dei propri
consulenti legali Eni ritiene di avere diritto a un indennizzo
corrispondente al valore di mercato del contratto di servizio terminato da PDVSA. Tale valore secondo le valutazioni
interne della società e di esperti indipendenti risulta non
inferiore al valore di libro delle immobilizzazioni dedicate
al contratto di Dación che conseguentemente non sono
state oggetto di svalutazione. Nell’esercizio 2005 e nel
primo trimestre 2006, la produzione giornaliera del campo
di Dación è stata di circa 60 mila barili. Al 31 dicembre
2005 le riserve certe di Dación iscritte a libro erano di 175
milioni di barili.
Gli impieghi in partecipazioni non consolidate (4.267
milioni di euro) riguardano essenzialmente il 33,34%
della Galp Energia SGPS SA (940 milioni di euro), il 50%
della Unión Fenosa Gas SA (517 milioni di euro), il 50%
della Blue Stream Pipeline Co BV (281 milioni di euro), il
50% della EnBW - Eni Verwaltungsgesellschaft mbH (205
milioni di euro), il 49% delle società di distribuzione
secondaria di gas naturale EPA di Salonicco e della
Tessaglia in Grecia (193 milioni di euro), il 50% della
Raffineria di Milazzo ScpA (171 milioni di euro), il 49%
dell’Azienda Energia e Servizi Torino SpA (161 milioni di
euro), il 33,33% della United Gas Derivatives Co (127
milioni di euro), il 12,04% della Darwin LNG Pty Ltd (116
milioni di euro), il 48,72% della Toscana Energia SpA (108
milioni di euro), il 49% della Super Octanos CA (103
milioni di euro), il 20% della Fertilizantes Nitrogenados
de Oriente CEC (90 milioni di euro), il 10,4% della Nigeria
LNG Ltd (90 milioni di euro), il 35,2% della Supermetanol
CA (79 milioni di euro), l’89% della Trans Austria
Gasleitung GmbH (66 milioni di euro), il 50% della
Transmediterranean Pipeline Co Ltd (64 milioni di euro),
il 50% della Haldor Topsøe AS (64 milioni di euro), il 50%
della Unimar Llc (63 milioni di euro), e il 49% dell’Acam
Gas SpA (45 milioni di euro).
I crediti finanziari e i titoli strumentali all’attività operativa (626 milioni di euro) riguardano essenzialmente i
finanziamenti concessi a imprese non consolidate dalle
società finanziarie del Gruppo a fronte di investimenti
effettuati nell’interesse di imprese di Eni operanti in particolare nei settori Exploration & Production (429 milioni di euro) e Gas & Power (112 milioni di euro).
31.12.2005
30.06.2006
3.563
4.387
824
Crediti commerciali
14.101
13.359
(742)
Debiti commerciali
(8.170)
(8.747)
(577)
Debiti tributari e fondo imposte netto
(4.857)
(6.320)
(1.463)
Fondi per rischi e oneri
(7.679)
(7.640)
(526)
(462)
(3.568)
(5.423)
(milioni di euro)
Rimanenze
Altre attività (passività) d’esercizio (1)
Var. ass.
39
64
(1.855)
(1) Includono crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa di 215 milioni di euro (492 milioni di euro al 31 dicembre 2005) e titoli a copertura delle riserve
tecniche della Padana Assicurazioni di 550 milioni di euro (453 milioni di euro al 31 dicembre 2005).
Le rimanenze aumentano di 824 milioni di euro a seguito essenzialmente dell’effetto dell’aumento delle quotazioni dei greggi e dei prodotti finiti sulla valutazione
delle rimanenze al costo medio ponderato.
I crediti commerciali diminuiscono di 742 milioni di
euro in relazione alla stagionalità delle vendite, in particolare nei settori Gas & Power e Refining & Marketing.
L’incremento dei debiti commerciali di 577 milioni di
euro è connesso essenzialmente all’aumento del prezzo
in dollari dei greggi e dei prodotti petroliferi.
I debiti tributari e il fondo imposte netto aumentano
complessivamente di 1.463 milioni di euro in relazione
allo stanziamento delle imposte sul reddito del periodo
e alla circostanza che le accise sui prodotti petroliferi
relative alla prima quindicina del mese di dicembre sono
versate nello stesso mese rispetto al regime ordinario di
versamento nel mese successivo. Questi fattori sono
stati parzialmente compensati dal pagamento del saldo
delle imposte dovute per il 2005 dalle società residenti
in Italia.
41
I fondi per rischi e oneri (7.640 milioni di euro) riguardano essenzialmente: il fondo abbandono e ripristino siti di
2.709 milioni di euro (2.648 milioni al 31 dicembre
2005), il fondo rischi ambientali di 1.975 milioni di euro
(2.103 milioni al 31 dicembre 2005), la riserva sinistri e
premi della Padana Assicurazioni SpA di 645 milioni di
euro (707 milioni al 31 dicembre 2005), il fondo rischi
per contenziosi di 549 milioni di euro (534 milioni al 31
dicembre 2005), il fondo oneri per revisione prezzi di
vendita di 444 milioni di euro (321 milioni al 31 dicembre 2005); il fondo per contenziosi fiscali di 223 milioni
di euro (309 milioni al 31 dicembre 2005), il fondo
dismissioni e ristrutturazioni di 199 milioni di euro (195
milioni al 31 dicembre 2005), il fondo mutua assicurazione OIL di 127 milioni di euro (stesso ammontare al 31
dicembre 2005), il fondo utilizzo gas strategico di 114
milioni di euro e il fondo copertura perdite di imprese
partecipate di 80 milioni di euro (85 milioni al 31 dicembre 2005).
Patrimonio netto
Il patrimonio netto al 30 giugno 2006 (39.863 milioni
di euro) è aumentato di 646 milioni di euro rispetto al
31 dicembre 2005 per effetto essenzialmente dell’utile
netto del periodo prima degli interessi di terzi azionisti
(5.613 milioni di euro) i cui effetti sono stati parzialmente assorbiti dal pagamento del dividendo 2005, dall’acquisto di azioni proprie, e dell’impatto della conversione dei bilanci delle imprese operanti in aree diverse
dall’euro (circa 900 milioni di euro).
31.12.2005
30.06.2006
Debiti finanziari e obbligazioni
12.998
11.560
(1.438)
Disponibilità liquide ed equivalenti
(1.333)
(4.478)
(3.145)
Titoli non strumentali all’attività operativa
(931)
(419)
512
Crediti finanziari non strumentali all’attività operativa
(259)
(269)
(10)
(milioni di euro)
10.475
L’indebitamento finanziario netto al 30 giugno 2006 di
6.394 milioni di euro diminuisce di 4.081 milioni di euro
rispetto al 31 dicembre 2005 .
I debiti finanziari e obbligazionari ammontano a
11.560 milioni di euro, di cui 4.147 milioni a breve termine (comprensivi delle quote in scadenza entro 12
mesi dei debiti finanziari a lungo termine di 424 milioni
di euro) e 7.413 milioni di euro a lungo termine.
I prestiti obbligazionari in essere al 30 giugno 2006
ammontano a 5.092 milioni di euro (compreso il rateo
di interesse e il disaggio di emissione). I prestiti obbligazionari che scadono nei prossimi diciotto mesi
ammontano a 743 milioni di euro (compreso il rateo di
interesse e il disaggio di emissione). I prestiti obbligazionari emessi nel semestre ammontano a 215 milioni
di euro (compreso il rateo di interesse e il disaggio di
emissione).
42
6.394
Var. ass.
(4.081)
Al 30 giugno 2006 il leverage (rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto compresi gli
interessi di terzi azionisti) è 0,16 rispetto a 0,27 al 31
dicembre 2005.
Rendiconto finanziario riclassificato
e variazione indebitamento
finanziario netto
vi finanziari (accensioni/rimborsi di crediti/debiti finanziari), al capitale proprio (pagamento di dividendi/acquisto
netto di azioni proprie/apporti di capitale), nonché gli
effetti sulle disponibilità liquide ed equivalenti delle
variazioni dell’area di consolidamento e delle differenze
cambio da conversione; (ii) sulla variazione dell’indebitamento finanziario netto di periodo, dopo che sono
stati aggiunti/sottratti i flussi relativi al capitale proprio,
nonché gli effetti sull’indebitamento finanziario netto
delle variazioni dell’area di consolidamento e delle differenze di cambio da conversione.
Lo schema del rendiconto finanziario riclassificato è la
sintesi dello schema obbligatorio al fine di consentire il
collegamento tra il rendiconto finanziario che esprime la
variazione delle disponibilità liquide tra inizio e fine
periodo dello schema obbligatorio e la variazione dell’indebitamento finanziario netto tra inizio e fine periodo dello schema riclassificato. La misura che consente
tale collegamento è il “free cash flow” cioè l’avanzo o il
deficit di cassa che residua dopo il finanziamento degli
investimenti. Il free cash flow chiude alternativamente:
(i) sulla variazione di cassa di periodo, dopo che sono
stati aggiunti/sottratti i flussi di cassa relativi ai debiti/attiRendiconto finanziario riclassificato (1)
Primo semestre
(milioni di euro)
Utile prima degli interessi di terzi azionisti
2005
2006
Var. ass.
4.576
5.613
1.037
2.488
2.575
a rettifica:
- ammortamenti e altri componenti non monetari
- plusvalenze nette su cessioni di attività
(19)
- 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
87
(41)
(60)
3.893
5.583
1.690
10.938
13.711
2.773
360
1.004
644
(2.685)
(4.047)
(1.362)
8.613
10.668
2.055
(3.206)
(3.054)
Investimenti in partecipazioni e imprese consolidate
(48)
(57)
Dismissioni e cessioni parziali di partecipazioni consolidate
273
104
(169)
Altre variazioni relative all’attività di investimento
(24)
80
104
5.608
7.741
2.133
85
466
381
Free cash flow
Investimenti e disinvestimenti relativi all’attività di finanziamento
152
(9)
Variazione debiti finanziari a breve e lungo
(1.578)
(1.143)
435
Flusso di cassa del capitale proprio
(3.829)
(3.778)
51
Variazioni area di consolidamento e differenze cambio sulle disponibilità
FLUSSO DI CASSA NETTO DEL PERIODO
40
326
(181)
(141)
3.145
2.819
Primo semestre
(milioni di euro)
2005
2006
Var. ass.
5.608
7.741
2.133
21
1
Variazione indebitamento finanziario netto
Free cash flow
Debiti e crediti finanziari società acquisite
Debiti e crediti finanziari società disinvestite
Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni
VARIAZIONE DELL’INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO
(768)
117
(3.829)
(3.778)
1.032
4.081
(20)
885
51
3.049
(1) Per la riconduzione allo schema obbligatorio v. il paragrafo “Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori”
a pag. 45.
43
Il flusso di cassa netto da attività di esercizio (10.668
milioni di euro), su cui hanno inciso fattori di stagionalità, nonché gli incassi da dismissione (105 milioni di
euro, incluso l’indebitamento finanziario trasferito)
sono stati parzialmente assorbiti dai fabbisogni connessi: (i) agli investimenti tecnici e in partecipazioni (3.111
milioni di euro); (ii) al pagamento del dividendo 2005
(2.620 milioni di euro, di cui 2.400 milioni di euro da
parte di Eni SpA riferiti al saldo del dividendo 2005);
(iii) all’acquisto di azioni proprie da parte di Eni SpA (978
milioni di euro), della Snam Rete Gas SpA e della Saipem
SpA (191 milioni di euro). Alla riduzione dell’indebitamento finanziario netto di 4.081 milioni di euro ha contribuito l’impatto della conversione dei bilanci delle
imprese operanti in aree diverse dall’euro (circa 400
milioni di euro) in relazione all’apprezzamento dell’euro
in particolare sul dollaro.
Esercizio
Primo semestre
(milioni di euro)
2005
4.964
1.152
2005
2006
2.220
2.114
Var. ass.
(106)
Var. %
(4,8)
(21,3)
Gas & Power
521
410
(111)
656
216
232
16
7,4
112
Petrolchimica
52
34
(18)
(34,6)
349
137
224
87
63,5
69
112
7.414
Altre attività
Investimenti tecnici (1)
8
14
6
75,0
52
26
(26)
(50,0)
3.206
3.054
(152)
(4,7)
(1) Sono escluse le spese di ricerca scientifica e tecnologica non considerate a utilità pluriennale di 94 e 99 milioni di euro, rispettivamente nel primo semestre 2005 e nel
primo semestre 2006.
Gli investimenti tecnici effettuati nel primo semestre
2006 (3.054 milioni di euro, di cui il 90% nei settori
Exploration & Production, Gas & Power e Refining
& Marketing) hanno riguardato essenzialmente: (i) lo
sviluppo di giacimenti di idrocarburi (1.711 milioni di
euro), in particolare in Kazakhstan, Angola, Italia ed
Egitto e le attività di ricerca esplorativa (378 milioni di
euro), in particolare in Egitto, Nigeria, Italia e Stati Uniti;
(ii) lo sviluppo e il mantenimento della rete di trasporto
e della rete di distribuzione di gas naturale in Italia (270
milioni di euro); (iii) il proseguimento del programma di
costruzione delle centrali di generazione di energia elettrica (78 milioni di euro); (iv) l’attività di raffinazione e di
logistica in Italia per il miglioramento della flessibilità del
sistema e delle rese degli impianti, tra cui la realizzazione di una nuova unità di hydrocracking e una di
deasphalting nella Raffineria di Sannazzaro, e il potenziamento della rete di distribuzione di carburanti in Italia e
nel resto d’Europa (complessivamente 232 milioni di
euro); (v) il settore Ingegneria e Costruzioni (224 milioni di euro) per effetto della realizzazione di una nuova
unità FPSO e del potenziamento dei mezzi e delle strutture logistiche.
44
Gli incassi da dismissione (105 milioni di euro) hanno
riguardato essenzialmente la vendita di asset minerari
nonché la vendita di partecipazioni e altre immobilizzazioni materiali.
Il flusso di cassa del capitale proprio (3.778 milioni di
euro) ha riguardato essenzialmente il pagamento del
dividendo 2005 di complessivi 2.620 milioni di euro, di
cui 2.400 milioni di euro da parte di Eni SpA riferiti al
saldo del dividendo 2005, 161 milioni di euro da parte
della Snam Rete Gas SpA, 46 milioni di euro da parte
della Saipem SpA e 13 milioni di euro da parte di altre
società consolidate, nonché l’acquisto di azioni proprie
(1.169 milioni di euro, di cui 978 milioni riferiti a Eni
SpA).
Nel periodo 1° gennaio-30 giugno 2006 Eni SpA ha
acquistato 41,97 milioni di azioni proprie per il corrispettivo di 978 milioni di euro (in media 23,294 euro per
azione). Dalla data di inizio del programma (1° settembre 2000) sono state acquistate 324 milioni di azioni
proprie, pari all’8,09% del capitale sociale, per il corrispettivo di 5.249 milioni di euro (in media 16,210 euro
per azione).
Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione
sulla gestione a quelli obbligatori
Stato patrimoniale riclassificato
31.12.2005
(milioni di euro)
Voci dello Stato patrimoniale riclassificato
(dove non espressamente indicato, la componente
è ottenuta direttamente dallo schema legale)
Partecipazioni valutate con il metodo
del patrimonio netto e Altre partecipazioni
Crediti finanziari e Titoli strumentali all’attività operativa
riferimento alle note
alla relazione semestrale
consolidata
30.06.2006
Valori
Valori da
parziali
schema
da schema riclassificato
obbligatorio
Valori
Valori da
parziali
schema
obbligatorio
45.013
2.194
3.194
43.051
654
1.866
3.172
4.311
4.267
(vedi nota 12 “Altre attività
finanziarie”)
775
(1.196)
Debiti netti relativi all’attività di investimento, composti da:
- crediti relativi all’attività di disinvestimento
(vedi nota 3 “Crediti
626
(916)
commerciali e altri crediti”)
60
76
- crediti relativi all’attività di disinvestimento
(vedi nota 14 “Altre attività”
non correnti)
39
35
- debiti per attività di investimento
(vedi nota 16 “Debiti
commerciali e altri debiti”)
(698)
- debiti per attività di investimento
(vedi nota 23 “Altre passività”
non correnti)
(597)
Totale Capitale immobilizzato
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
Altre attività (passività) di esercizio, composte da:
- titoli strumentali all’attività operativa
(vedi nota 3 “Crediti commerciali
e altri crediti”)
(vedi nota 16 “Debiti commerciali
e altri debiti”)
(1.007)
(20)
54.291
52.720
3.563
4.387
14.101
13.359
(8.170)
(4.857)
(8.747)
(6.320)
(3.430)
(4.890)
697
1.861
non correnti)
(3.996)
(5.464)
473
1.801
905
866
(7.679)
(526)
(7.640)
(462)
(vedi nota 2 “Altre attività finanziarie”
negoziabili o disponibili per la vendita) 465
553
- crediti finanziari strumentali all’attività operativa
e altri crediti”)
480
212
- altri crediti
e altri crediti”)
3.249
369
3.486
564
51
29
- 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
CAPITALE INVESTITO NETTO
non correnti)
(vedi nota 16 “Debiti commerciali
e altri debiti”)
(vedi nota 23 “Altre passività”
non correnti)
(4.227)
(613)
(4.554)
(395)
(300)
(357)
(3.568)
(1.031)
49.692
(5.423)
(1.040)
46.257
45
segue Stato patrimoniale riclassificato
31.12.2005
(milioni di euro)
Voci dello Stato patrimoniale riclassificato
riferimento alle note
alla relazione semestrale
consolidata
(dove non espressamente indicato, la componente
è ottenuta direttamente dallo schema legale)
CAPITALE INVESTITO NETTO
- 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
- altre attività finanziarie negoziabili o disponibili
per la vendita non strumentali all’attività operativa
30.06.2006
Valori
Valori da
parziali
schema
obbligatorio
Valori
Valori da
parziali
schema
obbligatorio
49.692
39.217
46.257
39.863
(vedi nota 2 “Altre attività finanziarie
negoziabili o disponibili per
la vendita”)
- crediti finanziari non strumentali all’attività operativa
e diversi”)
Titoli e crediti finanziari
non strumentali all’attività operativa
Totale Indebitamento finanziario netto (1)
COPERTURE
(vedi nota 12 “Altre attività
finanziarie” non correnti)
7.653
733
4.612
7.413
424
3.723
(1.333)
(4.478)
(903)
(392)
(12)
(25)
(275)
(271)
10.475
49.692
6.394
46.257
(1) Per maggiori dettagli sulla composizione dell’Indebitamento finanziario netto si veda anche la nota n. 19 alla relazione semestrale consolidata.
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
. svalutazioni (rivalutazioni) nette
. variazione fondi per rischi e oneri
. variazione fondi per benefici ai dipendenti
. dividendi
. interessi attivi
. interessi passivi
. differenze cambio
. imposte su reddito del periodo, correnti, differite e anticipate
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 al netto dei rimborsi e crediti di imposta acquistati
46
I semestre 2005
I semestre 2006
Valori
Valori da
parziali
schema
obbligatorio
Valori
Valori da
parziali
schema
obbligatorio
4.576
5.613
2.488
2.471
(233)
249
1
2.575
2.846
(305)
38
(4)
(19)
3.893
(17)
(101)
279
(58)
3.790
(60)
5.583
(57)
(164)
298
(41)
5.547
10.938
360
(631)
(433)
166
909
349
13.711
1.004
(493)
1.109
(206)
748
(154)
(2.685)
227
90
(309)
(2.693)
(4.047)
283
157
(86)
(4.401)
8.613
10.668
segue Rendiconto finanziario riclassificato
(milioni di euro)
Voci del rendiconto finanziario riclassificato
e confluenze/riclassifiche delle voci dello schema legale
Investimenti tecnici:
- immobilizzazioni immateriali
- immobilizzazioni materiali
Investimenti in partecipazioni e imprese consolidate:
- imprese entrate nell’area di consolidamento e rami d’azienda
- partecipazioni
Dismissioni:
- imprese uscite dall’area di consolidamento e rami d’azienda
- partecipazioni
- riclassifica: quote di imprese consolidate
da “Acquisizioni nette di quote di 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
- disinvestimenti finanziari: titoli
- disinvestimenti finanziari: crediti finanziari
- variazione debiti e crediti relativi all’attività di disinvestimento
- riclassifica: disinvestimenti finanziari di titoli e crediti finanziari
Free cash flow
Investimenti e disinvestimenti relativi all’attività di finanziamento:
- riclassifica: investimenti finanziari in titoli e crediti finanziari
- riclassifica: disinvestimenti finanziari di titoli e crediti finanziari
Variazione debiti finanziari a breve e lungo:
- assunzione debiti finanziari a lungo termine
- rimborsi di debiti finanziari a lungo termine
- decremento di debiti finanziari a breve termine
Flusso di cassa del capitale proprio:
- apporti (rimborsi) netti di capitale proprio da/a terzi
- acquisizioni di quote di imprese consolidate
(incluse azioni proprie da parte di società consolidate)
- dividendi distribuiti a terzi
- acquisto netto di azioni proprie
Variazione area di consolidamento e differenze cambio sulle disponibilità:
- effetto della variazione dell’area di consolidamento
- effetto delle differenze di cambio
Flusso di cassa netto del periodo
I semestre 2005
I semestre 2006
Valori
Valori da
parziali
schema
obbligatorio
Valori
Valori da
parziali
schema
obbligatorio
8.613
(3.206)
(267)
(2.939)
10.668
(3.054)
(466)
(2.588)
(48)
(57)
(45)
(12)
(48)
273
4
18
101
150
104
5
70
5
7
17
(24)
80
(196)
(595)
(281)
(305)
(72)
(179)
16
202
741
(19)
16
606
728
(23)
(101)
(482)
5.608
85
(16)
7.741
466
(16)
101
482
(1.578)
659
(873)
(1.364)
(1.143)
2.603
(2.825)
(921)
(3.829)
(3.778)
29
(18)
(3.622)
(218)
(198)
(2.620)
(960)
40
(19)
59
(141)
(1)
(140)
326
3.145
47
Prospetto di raccordo del risultato di periodo
e del patrimonio netto di Eni SpA con quelli consolidati
(milioni di euro)
Risultato di periodo
Patrimonio netto
I semestre 2005 I semestre 2006
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
31.12.2005
30.06.2006
4.117
5.455
26.872
28.973
145
115
13.701
13.287
1.902
1.038
287
(1.528)
(2.021)
(2.677)
(2.774)
Rettifiche effettuate in sede di consolidamento per:
- differenza tra prezzo di acquisto e corrispondente
patrimonio netto contabile
(22)
- rettifiche per uniformità dei principi contabili ed eliminazione
di rettifiche e accantonamenti di natura fiscale
661
- eliminazione di utili infragruppo
- imposte sul reddito differite e anticipate
- altre rettifiche
(14)
(98)
(270)
(201)
849
(41)
56
98
182
5.613
39.217
39.863
4.576
Interessi di terzi
Come da bilancio consolidato
48
(1)
(233)
4.343
(338)
5.275
1.178
(2.349)
(2.031)
36.868
37.832
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 LT R E I N F O R M A Z I O N I
Altre informazioni
Legge sulla tutela
del pubblico risparmio
Al fine di adeguare lo Statuto di Eni SpA a quanto richiesto dal D.Lgs. 24 febbraio 1998, n. 58, a seguito delle
modifiche a esso apportate dalla legge 28 febbraio
2005, n. 262 (c.d. Legge sulla tutela del pubblico risparmio), l’Assemblea degli azionisti tenutasi il 25 maggio
2006 ha deliberato di modificare:
l’art. 13.1 affinché:
- i soci che, anche congiuntamente, rappresentino
almeno un quarantesimo del capitale sociale, possano
chiedere, entro cinque giorni dalla pubblicazione dell’avviso di convocazione, l’integrazione dell’elenco
delle materie da trattare, indicando nella domanda gli
argomenti proposti;
- ciascun candidato alla carica di amministratore dichiari il possesso dei requisiti di indipendenza e di onorabilità stabiliti ai sensi di legge e della normativa applicabile agli emittenti quotati;
- almeno tre amministratori posseggano il requisito di
indipendenza e gli amministratori indipendenti partecipino, nei termini stabiliti dal Consiglio, anche in
conformità dei codici di comportamento promossi
dalle società di gestione dei mercati regolamentati a
cui la società aderisce, agli eventuali comitati istituiti
dal Consiglio stesso al proprio interno per lo svolgimento di funzioni consultive e propositive su specifiche materie;
- la nomina dei Direttori Generali sia subordinata al previo accertamento da parte del Consiglio del possesso
del requisito di onorabilità;
- sia nominato il dirigente preposto alla redazione dei
documenti contabili societari da parte del Consiglio su
proposta dell’Amministratore Delegato e d’intesa con
il Presidente previo parere favorevole del Collegio
Sindacale;
- il Presidente del Collegio Sindacale sia nominato tra i
sindaci effettivi tratti dalle liste di minoranza;
- il potere di convocazione del Consiglio di amministrazione possa essere esercitato individualmente da ciascun sindaco e quello di convocazione dell’assemblea
da almeno due sindaci.
L’Assemblea in pari data ha modificato l’art. 13.1 dello
Statuto al fine di consentire la pubblicazione dell’avviso
di convocazione dell’Assemblea, oltreché sulla Gazzetta
Ufficiale, anche su “Il Sole 24Ore” e altri quotidiani a diffusione nazionale.
49
Attività dei Comitati del Consiglio
di Amministrazione
Comitato per il controllo interno
Il Comitato svolge nei confronti del Consiglio di
Amministrazione funzioni propositive e consultive in
materia di vigilanza sul generale andamento della
gestione della Società. Il Comitato è composto da Marco
Reboa (Presidente), Alberto Clô, Renzo Costi, Marco
Pinto e Pierluigi Scibetta.
Il Comitato nel corso del primo semestre 2006 si è riunito 8 volte e ha: (i) esaminato il programma di revisione
predisposto dalla funzione di internal auditing di Eni;
(ii) esaminato e valutato le risultanze degli interventi di
internal auditing di Eni; (iii) monitorato le iniziative
assunte e le risultanze delle azioni poste in essere per
rimuovere le carenze evidenziate nei rapporti di revisione predisposti dalla funzione di internal auditing di Eni;
(iv) esaminato, nelle sue linee generali, la normativa in
materia di segnalazioni ricevute da Eni, anche in forma
confidenziale o anonima, emanata anche ai sensi della
normativa Sarbanes-Oxley Act; (v) esaminato l’informativa sull’attività svolta dall’Organismo di Vigilanza costituito ai sensi del D.Lgs. n. 231/2001; (vi) incontrato i massimi livelli delle funzioni amministrative delle principali
società controllate, i presidenti dei collegi sindacali e i
partner responsabili delle società di revisione per l’esame delle connotazioni essenziali dei bilanci dell’esercizio 2005, formulando suggerimenti per migliorare
l’informativa fornita; (vii) esaminato il tema delle riserve
di idrocarburi e dei criteri utilizzati per la loro classificazione, anche ai fini delle rilevazioni contabili; (viii) esaminato le comunicazioni in ottemperanza al documento n. 260 dei principi di revisione “Comunicazione di
fatti e circostanze attinenti la revisione ai responsabili
delle attività di governance”; (ix) esaminato le
“Raccomandazioni sul sistema di controllo contabile
interno” rilasciate dalla società di revisione per il bilancio
2004.
Attività del Compensation Committee
Il Compensation Committee ha funzioni propositive nei
confronti del Consiglio 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 azionaria; (ii) definizione dei criteri per la remunerazione del top
management del Gruppo; (iii) fissazione degli obiettivi e
valutazione dei risultati dei piani di performance e incentivazione. Il Comitato è composto da Mario Resca
50
(Presidente), Renzo Costi, Marco Pinto e Pierluigi
Scibetta.
Il Compensation Committee nel corso del primo semestre
2006 si è riunito 5 volte e ha: (i) verificato le funzioni e i
compiti del Comitato, così come definiti dal Regolamento approvato dal Consiglio di Amministrazione nel
giugno 2005, alla luce dei più recenti riferimenti nazionali e internazionali in materia di corporate governance, confermandone il sostanziale allineamento; (ii) esaminato gli
obiettivi del piano di performance e incentivazione per
l’anno 2006 e i risultati dell’anno 2005; (iii) esaminato la
revisione dei sistemi di incentivazione di lungo termine e
formulato la proposta in base alla quale il Consiglio di
Amministrazione ha sottoposto all’approvazione
dell’Assemblea il Piano di stock option 2006-2008 e ha
chiesto l’autorizzazione a disporre di azioni proprie al
servizio del Piano (v. il paragrafo “Piani di incentivazione
dei dirigenti con azioni Eni”); (iv) esaminato il tema delle
coperture assicurative degli amministratori e dei sindaci
in analogia con quanto previsto per i dirigenti del Gruppo
Eni, ai fini della proposta di estensione della polizza assicurativa a copertura dei rischi manageriali che il Consiglio
di Amministrazione ha sottoposto all’approvazione
dell’Assemblea; (v) formulato la proposta al Consiglio di
Amministrazione di remunerazione variabile del
Presidente e dell’Amministratore Delegato, sulla base
dei risultati dell’anno 2005; (vi) esaminato il posizionamento retributivo del top management aziendale e i criteri della politica retributiva annuale per la formulazione
della relativa proposta al Consiglio di Amministrazione.
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 approfondirne i diversi aspetti. Il
Comitato è composto da Alberto Clô (Presidente), Dario
Fruscio, Marco Reboa e Paolo Scaroni.
Nel corso del primo semestre 2006, l’Osservatorio
Petrolifero Internazionale si è riunito per esaminare le
condizioni e le dinamiche dei mercati del petrolio e del
gas naturale, nonché le variabili fondamentali considerate per la redazione degli scenari energetici, alla base del
prossimo Piano Strategico quadriennale di Eni. Nel contempo, l’OPI ha affrontato alcuni dei temi rilevanti per
l’industria dell’energia nel medio e lungo termine, che
caratterizzeranno l’elaborazione del Master Plan – docu-
mento chiave del processo di formazione delle strategie
industriali di Eni – e che saranno oggetto di esame dei
prossimi incontri dell’Osservatorio.
descrizione della tipologia delle operazioni più rilevanti
sono evidenziate nella nota n. 33 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.
Gli ammontari dei rapporti di natura commerciale e
diversa e di natura finanziaria con le parti correlate e la
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 a
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 2006 non è prevista l’attuazione di Piani di
incentivazione con azioni Eni da assegnare a titolo gratuito (stock grant).
Stock grant
Nel bilancio 2005 sono descritte le caratteristiche dei
Piani di stock grant. Di seguito sono fornite le informazioni aggiornate al 5 settembre 2006 relative agli impegni di assegnazione ancora in essere, alle azioni assegnate e agli impegni decaduti.
Anno
N. dirigenti
N. azioni
2003
816
1.206.000
2004
779
1.035.600
2005
872
1.303.400
3.545.000
Al 5 settembre 2006
Azioni assegnate
Impegni decaduti
Impegni in essere
(1.592.000)
(32.100)
1.920.900
di cui:
- con scadenza 2006
2.500
- con scadenza 2007
821.100
- con scadenza 2008
1.097.300
Stock option
Nel bilancio 2005 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 27
luglio 2006, avvalendosi delle facoltà attribuitegli dall’Assemblea degli Azionisti, ha approvato il programma
2006 del Piano di stock option 2006-2008 che prevede l’assegnazione fino a un massimo di 9.000.000 di diritti per
l’acquisto di un corrispondente numero di 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 2006, 2007 e 2008.
Di seguito sono fornite le informazioni aggiornate al 5
settembre 2006 relative ai diritti di opzione assegnati, ai
relativi prezzi di esercizio, alle opzioni esercitate e a
quelle decadute nel periodo 2002-2006.
51
Anno
N. dirigenti
Prezzo di esercizio
N. opzioni
(euro)
2002
314
15,216 (1)
3.518.500
2003
376
13,743 (2)
4.703.000
2004
381
16,576 (1)
3.993.500
2005
388
22,512
(3)
4.818.500
2006
332
23,107 (3)
6.911.000
23.944.500
Al 5 settembre 2006
Opzioni esercitate
2002
(3.031.400)
2003
(1.399.150)
2004
(707.000)
2005
(430.000)
2006
(5.567.550)
Opzioni decadute
2002
(79.500)
2003
(109.500)
2004
(72.000)
2005
(58.500)
2006
(319.500)
Opzioni in essere
2002
407.600
2003
3.194.350
2004
3.214.500
2005
4.330.000
2006
6.911.000
18.057.450
(1) Media aritmetica dei prezzi ufficiali sul Mercato Telematico Azionario nel mese precedente l’assegnazione.
(2) Costo medio delle azioni proprie in portafoglio il giorno precedente la data di assegnazione (superiore alla media di cui alla nota 1).
(3) Media ponderata delle medie aritmetiche dei prezzi ufficiali sul Mercato Telematico Azionario nel mese precedente le date di assegnazione.
Indagini della Magistratura
Relativamente alle indagini della Magistratura milanese
sugli appalti commessi dalla controllata EniPower e sulle
forniture di altre imprese alla stessa EniPower, nonché
della Procura della Repubblica di Roma sui rapporti tra
Eni e due società operanti nel trading internazionale di
prodotti petroliferi non sono stati registrati sviluppi
rispetto a quanto rappresentato nel bilancio consolidato
di Eni per l’esercizio 2005.
52
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 (Eni 25%), 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 2005.
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 2006 delle produzioni e
delle vendite dei principali settori di attività di Eni sono
le seguenti:
- produzione giornaliera di idrocarburi: in crescita
rispetto al 2005 (1,74 milioni di boe/giorno).
L’aumento della produzione sarà realizzato all’estero,
essenzialmente in Libia, Angola, Egitto, Nigeria e
Norvegia per effetto dell’entrata a regime della produzione dei giacimenti avviati nel 2005 e degli avvii effettuati nel 2006. Questi incrementi saranno parzialmente assorbiti, oltre che dal declino naturale dei giacimenti maturi: (i) dalla minor produzione in Venezuela,
dopo la risoluzione unilaterale da parte della compagnia petrolifera di stato PDVSA del contratto di servizio relativo alle attività minerarie nell’area di Dación,
avvenuta con effetto dal 1° aprile 2006; (ii) dalle fermate di impianti in Nigeria per effetto delle tensioni
locali; (iii) dall’ancora parziale recupero della produzione nel Golfo del Messico dopo la stagione degli
uragani; nonché (iv) dai problemi tecnici agli impianti
di produzione verificatisi in Italia, Norvegia e
Kazakhstan. A fronte degli eventi non prevedibili in
Nigeria e Venezuela, il tasso di incremento annuo della
produzione si collocherà a circa il 3% assumendo uno
scenario di riferimento del prezzo medio del Brent per
il 2006 di circa 55 dollari/barile;
- volumi venduti di gas naturale in Europa: in aumento di oltre il 5% (circa 94 miliardi di metri cubi nel
2005) per effetto dell’incremento atteso nei mercati
del resto d’Europa, in particolare Germania, Austria,
Penisola Iberica, Turchia e Francia;
- produzione venduta di energia elettrica: in aumento
di oltre il 9% (22,77 terawattora nel 2005) per effetto
dell’avvio/entrata a regime di nuovi gruppi di potenza
presso i siti di Brindisi e di Mantova, le cui maggiori
produzioni saranno parzialmente assorbite dagli effetti delle manutenzioni programmate nelle centrali di
Ravenna e Ferrera Erbognone;
- lavorazioni in conto proprio: in lieve flessione per
effetto essenzialmente delle manutenzioni nelle raffinerie di Sannazzaro e Livorno, a fronte degli aumenti
attesi su Gela e Venezia. È previsto il pieno impiego
della capacità bilanciata;
- vendite di prodotti petroliferi: in Italia le vendite
sulla rete a marchio Agip sono previste sostanzialmente stabili. Nel resto d’Europa prosegue il trend di crescita dei volumi: in particolare sono previste maggiori
vendite in Spagna, Francia ed Europa Centro Orientale,
anche per effetto della realizzazione/acquisto di stazioni di servizio.
Nel 2006 sono previsti investimenti tecnici di 9,1 miliardi di euro in crescita del 23% rispetto al 2005, di cui circa
il 90% riguarderà i settori Exploration & Production, Gas
& Power e Refining & Marketing. I principali aumenti
sono attesi nella ricerca esplorativa e nello sviluppo delle
riserve di idrocarburi, nella raffinazione e nel potenziamento delle infrastrutture di importazione e di trasporto del gas naturale. È previsto in aumento anche il settore Ingegneria e Costruzioni (+82%) per effetto della realizzazione di una nuova unità FPSO e del potenziamento
dei mezzi e delle strutture logistiche. La riduzione rispetto alla previsione indicata nella prima trimestrale 2006
(9,7 miliardi di euro) è dovuta essenzialmente alla differente assunzione del rapporto di cambio euro/dollaro.
53
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 / G LO S S A R I O
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
Cash flow per azione Rapporto tra il flusso di cassa netto
da attività d’esercizio o frazione d’esercizio e il
numero medio ponderato delle azioni ordinarie Eni
in circolazione nell’esercizio o frazione d’esercizio,
con esclusione delle azioni proprie.
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
complessivo di un’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 di stacco cedola.
Utile per azione Rapporto tra l’utile consolidato di competenza Eni dell’esercizio o frazione d’esercizio e il
numero medio ponderato delle azioni ordinarie Eni
in circolazione nell’esercizio o frazione d’esercizio,
con esclusione delle azioni proprie.
54
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
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).
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.
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 delle 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
°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.
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.
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 dell’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
55
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 esistenti 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.
56
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.
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.
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 a alla variazione delle riserve
equity – nei contratti PSA (Production Sharing
Agreement) – a causa dell’andamento del prezzo dei
greggi di riferimento.
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 2006 / SCHEMI
Stato patrimoniale
(milioni di euro)
ATTIVITÀ
Attività correnti
Altre attività finanziarie negoziabili o disponibili per la vendita
Crediti commerciali e altri crediti
Rimanenze
Attività per imposte correnti
Altre attività
Attività non correnti
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
Passività per imposte differite
Altre passività
TOTALE PASSIVITÀ
PATRIMONIO NETTO
Capitale e riserve di terzi azionisti
Patrimonio netto di Eni:
Capitale sociale, interamente versato e costituito da 4.005.358.876 azioni
del valore nominale di 1 euro (stesso numero al 31 dicembre 2005)
Riserva sovrapprezzo azioni
Altre riserve
Utili relativi a esercizi precedenti
Utile del periodo
Azioni proprie
Totale patrimonio netto di Eni
TOTALE PATRIMONIO NETTO
TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO
58
(NOTA N. 1)
(NOTA N. 2)
(NOTA N. 3)
(NOTA N. 4)
(NOTA N. 5)
(NOTA N. 6)
(NOTA N. 7)
31.12.2005
30.06.2006
1.333
1.368
17.902
3.563
697
369
25.232
4.478
945
17.158
4.387
473
564
28.005
45.013
2.194
3.194
3.890
421
1.050
1.861
995
58.618
83.850
43.051
654
1.866
3.172
3.886
381
897
1.801
930
56.638
84.643
4.612
733
13.095
3.430
613
22.483
3.723
424
14.308
3.996
395
22.846
7.653
7.679
1.031
4.890
897
22.150
44.633
7.413
7.640
1.040
5.464
377
21.934
44.780
2.349
2.031
4.005
4.005
10.910
17.381
8.788
(4.216)
36.868
39.217
83.850
8.343
25.387
5.275
(5.178)
37.832
39.863
84.643
(NOTA N. 8)
(NOTA N. 9)
(NOTA N. 10)
(NOTA N. 11)
(NOTA N. 11)
(NOTA N. 12)
(NOTA N. 13)
(NOTA N. 14)
(NOTA N. 15)
(NOTA N. 19)
(NOTA N. 16)
(NOTA N. 17)
(NOTA N. 18)
(NOTA N. 19)
(NOTA N. 20)
(NOTA N. 21)
(NOTA N. 22)
(NOTA N. 23)
(NOTA N. 24)
Conto economico
(milioni di euro)
RICAVI
TOTALE RICAVI
Costi operativi
Costo lavoro
Utile operativo
Proventi (oneri) finanziari
Proventi finanziari
Oneri finanziari
(NOTA N. 26)
Proventi (oneri) su partecipazioni
Altri proventi (oneri) su partecipazioni
(NOTA N. 29)
Utile ante imposte
Imposte sul reddito
Utile netto
Di competenza:
- Eni
- terzi azionisti
I semestre
2005
I semestre
2006
34.101
317
34.418
44.323
372
44.695
21.993
1.634
2.630
8.161
29.383
1.736
3.034
10.542
1.625
(1.833)
(208)
2.246
(2.095)
151
364
49
413
8.366
(3.790)
4.576
380
87
467
11.160
(5.547)
5.613
4.343
233
4.576
5.275
338
5.613
1,15
1,15
1,42
1,42
(NOTA N. 27)
(NOTA N. 28)
(NOTA N. 30)
(NOTA N. 24)
Utile per azione sull’utile netto di competenza Eni
(ammontari in euro per azione)
Semplice
Diluito
(NOTA N. 31)
Il conto economico del primo semestre 2005 è stato modificato a seguito dell’inserimento nell’area di consolidamento della
Saipem SpA e sue controllate; le motivazioni dell’inserimento nell’area di consolidamento sono indicate nel Bilancio consolidato
al 31 dicembre 2005 al capitolo “Effetti derivanti dall’applicazione degli IFRS - Inclusione della Saipem nell’area di consolidamento”.
59
Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto
Altre riserve
Utile del periodo
Totale
Capitale e riserve
di terzi azionisti
Totale
patrimonio netto
Acconto sul dividendo
Riserva per acquisto
azioni proprie
Utili relativi a esercizi
precedenti
Riserva legale
Saldi al 31 dicembre 2004
4.004
959
5.392
3.965
(687) (3.229) 14.911
7.059
32.374
3.166
35.540
Modifica dei criteri contabili (IAS 32 e 39)
Saldi al 1° gennaio 2005 rettificati
4.004
959
5.392
13
3.978
(40)
(687) (3.229) 14.871
7.059
(27)
32.347
12
3.178
(15)
35.525
4.343
4.343
(milioni di euro)
Utile del primo semestre 2005
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
Azioni proprie
acquistate
Capitale sociale
Riserva
per differenze cambio
da conversione
Patrimonio netto di Eni
3
3
3
Proventi (oneri) complessivi del periodo
Operazioni con gli azionisti
Attribuzione del dividendo di Eni SpA
(0,90 euro per azione)
Attribuzione del dividendo delle altre società
Destinazione utile residuo 2004
Acquisto azioni proprie
Azioni proprie cedute a fronte
di piani di incentivazione di dirigenti
233
3
1.234
1.234
1.234
4.343
1.234
1.237
5.580
3
14
14
247
1.248
1.251
5.827
(238)
(3.384)
(238)
(3.384) (3.384)
1.300
2.375
(3.675)
(228)
(10)
(10)
10
1.310
Altri movimenti di patrimonio netto
Vendita a terzi di società consolidate
su distribuzione dividendi e altre variazioni
10
(218)
2.375
(228)
(228)
10
(7.059) (3.602)
10
(238) (3.840)
(40)
Saldi al 30 giugno 2005
4.004
Utile del secondo semestre 2005
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
959
5.382
5.291
143
143
(3.447) 17.389
4.343
4.445
3
16
19
19
Acconto sul dividendo (0,45 euro per azione)
Rimborso di capitale agli azionisti
Emissione azioni sottoscritte
a fronte dei piani di stock grant
Azioni proprie cedute a fronte di piani
di incentivazione di dirigenti
131
131
678
263
263
263
4.445
(1.686)
(40)
274
274
34.599
4.445
(35)
239
(75)
199
3.112 37.711
226
4.671
3
16
3
16
263
282
4.727
1
1
227
264
283
4.954
(980)
(1.686)
(980)
(1.686)
(806)
1
4.576
(806)
(806)
37
(2.455)
37
(980) (3.435)
(1)
(37)
(37)
1
37
36
37
(769)
(1.686)
Costo relativo ai piani di incentivazione dei dirigenti
Differenza cambio da conversione su distribuzione
dividendi e altre variazioni
Saldi al 31 dicembre 2005 (NOTA N. 24)
60
4.005
5
959
5.345
5
5.351
5
941
(8)
(8)
(4.216) 17.381 (1.686)
8.788
(8)
(3)
36.868
5
(10)
(18)
(10)
(13)
2.349 39.217
segue Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto
8.788
36.868
2.349
39.217
5.275
5.275
338
5.613
(5)
(5)
(5)
Attribuzione del dividendo di Eni SpA
(0,65 euro per azione a saldo dell’acconto 2005
di 0,45 euro per azione) (NOTA N. 24)
Destinazione utile residuo 2005
Autorizzazione all’acquisto di azioni proprie
Acquisto azioni proprie (NOTA N. 24)
Azioni proprie cedute a fronte
di piani di incentivazione di dirigenti
(5)
(902)
(902)
(902)
5.275
1.686
4.702
(2.000)
2.000
(18)
1.982
11
11
18
(960)
7
2.709
(902)
(907)
4.368
(5)
(26)
(26)
312
(928)
(933)
4.680
(220)
(2.400)
(220)
(4.086) (2.400)
(4.702)
(978)
Vendita a terzi di società consolidate
Vendita alla Saipem Projects SpA
della Snamprogetti SpA
Riclassifica delle riserve disponibili di Eni SpA
Altre riclassifiche
Costo relativo ai piani
di incentivazione dei dirigenti
Differenza cambio da conversione
su distribuzione dividendi e altre variazioni
Saldi al 30 giugno 2006 (NOTA N. 24)
(1.686)
Totale
patrimonio netto
Utile del primo semestre 2006
a patrimonio netto
Variazione fair value titoli disponibili
per la vendita (NOTA N. 2)
dei bilanci in moneta diversa dall’euro
(4.216) 17.381
Capitale e riserve
di terzi azionisti
941
Totale
5.351
Utile del periodo
5.345
Riserva
per differenze cambio
da conversione
959
Utili relativi a esercizi
precedenti
Altre riserve
4.005
Azioni proprie
acquistate
azioni proprie
Saldi al 31 dicembre 2005 (NOTA N. 24)
Riserva legale
(milioni di euro)
Capitale sociale
1.686
(978)
(978)
18
(8.788) (3.360)
18
(220) (3.580)
(36)
2
4.005
959
2
7.329
(5.219)
(5)
(5.224)
133
(2)
247
5.219
5
247
6
6
(117)
(180)
(117)
(2) 5.297
(78) (5.178) 25.387
5.275
(297)
(44)
37.832
(36)
(247)
6
(127)
(424)
(410)
(454)
2.031 39.863
61
I semestre
2005
(milioni di euro)
Utile dell’esercizio
Ammortamenti
Svalutazioni (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
Variazioni:
- rimanenze
- altre attività
- altre passività
Flusso di cassa del risultato operativo
Dividendi incassati
Interessi incassati
Interessi pagati
Imposte sul reddito pagate
Investimenti:
- 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:
- imprese uscite dall’area di consolidamento e rami d’azienda
- partecipazioni
- titoli
Flusso di cassa dei disinvestimenti
Flusso di cassa netto da attività di investimento (*)
62
(NOTA N. 27)
(NOTA N. 29)
(NOTA N. 30)
(NOTA N. 7)
(NOTA N. 10)
(NOTA N. 11)
I semestre
2006
4.576
2.471
(233)
249
1
(19)
(17)
(101)
279
(58)
3.790
10.938
5.613
2.846
(305)
38
(4)
(60)
(57)
(164)
298
(41)
5.547
13.711
(631)
(433)
166
909
349
11.298
227
90
(309)
(2.693)
8.613
(493)
1.109
(206)
748
(154)
14.715
283
157
(86)
(4.401)
10.668
(2.939)
(267)
(48)
(196)
(595)
(2.588)
(466)
(45)
(12)
(281)
(305)
(72)
(4.117)
(179)
(3.876)
18
4
101
150
202
741
(19)
1.197
(2.920)
70
5
5
7
606
728
(23)
1.398
(2.478)
I semestre
2005
(milioni di euro)
Assunzione di debiti finanziari a lungo
Rimborsi di debiti finanziari a lungo
Incremento (decremento) di debiti finanziari a breve
Apporti netti di capitale proprio da/a terzi
Acquisizioni nette di quote di imprese consolidate
Dividendi distribuiti a terzi
Acquisto netto di azioni proprie
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento
Effetto della variazione dell’area di consolidamento
Effetto delle differenze di cambio
Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio del periodo
Disponibilità liquide ed equivalenti a fine del periodo
(NOTA N. 1)
(NOTA N. 1)
I semestre
2006
659
(873)
(1.364)
(1.578)
29
(18)
(3.622)
(218)
(5.407)
(19)
59
326
1.003
1.329
2.603
(2.825)
(921)
(1.143)
(181)
(2.620)
(960)
(4.904)
(1)
(140)
3.145
1.333
4.478
(*) 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
2005
I semestre
2006
Investimenti finanziari:
- titoli
(4)
(12)
(16)
(16)
(16)
- titoli
66
428
35
54
101
482
85
466
Disinvestimenti finanziari:
Flusso di cassa netto degli investimenti/disinvestimenti relativi all’attività finanziaria
63
INFORMAZIONI SUPPLEMENTARI
(milioni di euro)
Analisi degli investimenti in imprese entrate nell’area di consolidamento e in rami d’azienda
Attività a lungo
Attività a breve
Disponibilità finanziarie nette
Passività a lungo e a breve
Effetto netto degli investimenti
Trasferimento di partecipazioni non consolidate
Totale prezzo di acquisto
a dedurre:
Analisi dei disinvestimenti di imprese uscite dall’area di consolidamento e rami d’azienda
Attività a lungo
Attività a breve
Effetto netto dei disinvestimenti
Plusvalenza per disinvestimenti
Interessenza di terzi
Totale prezzo di vendita
a dedurre:
I semestre
2005
I semestre
2006
129
68
53
(92)
158
(60)
98
(53)
45
158
89
(11)
(89)
9
(1)
(4)
147
7
(43)
111
4
1
5
(10)
101
5
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 a lungo
Attività a breve
Effetto netto dei conferimenti
Interessenza di terzi
Plusvalenza da conferimento
Acquisizione di partecipazioni
64
I semestre
2005
17
17
17
I semestre
2006
213
23
(44)
(53)
139
(36)
18
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 6 / 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 redatta 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 20021. 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 il bilancio 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 mila euro; (ii) totale ricavi: 6.250 mila euro; (iii) numero medio dei dipendenti: 50 unità. Le imprese il cui consolidamento non produce effetti significativi riguardano, generalmente, le imprese 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, etc.) 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 rilevanza2.
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 collegate nonché le partecipazioni rilevanti a norma dell’articolo 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 2006” 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 2006 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 di bilancio, 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 nel bilancio consolidato; 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.
Gli utili o le perdite derivanti dalla cessione a terzi 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 del bilancio; 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 a essi attribuibile.
(1) La relazione semestrale è redatta secondo le disposizioni dello IAS 34 “Bilanci intermedi”; gli schemi di bilancio sono gli stessi adottati nel bilancio annuale.
(2) 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”.
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 6 / P R I N C I P I D I C O N S O L I DA M E N TO - C R I T E R I D I VA LU TA Z I O N E
Operazioni infragruppo
Gli utili derivanti da operazioni tra le imprese consolidate e non ancora realizzati nei confronti di terzi sono eliminati così come 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
I bilanci 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 dei bilanci 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 di cambio è imputata a conto economico all’atto della cessione della partecipazione o
del rimborso del capitale investito.
I bilanci utilizzati per la conversione sono quelli espressi nella moneta funzionale.
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 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.
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, esclusi i lavori in corso su ordinazione e incluse le scorte d’obbligo, 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.
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 restante 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 effetti sul conto economico.
Gli strumenti di copertura sono indicati al punto “Strumenti derivati”.
66
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 / C R I T E R I D I VA LU TA Z I O N E
Attività materiali3
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 a 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”4.
Non è ammesso effettuare rivalutazioni delle attività materiali, neanche in applicazione di leggi specifiche.
I beni assunti in leasing finanziario sono iscritti al fair value, al netto dei contributi di spettanza del locatore, 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.
Le attività materiali 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 a 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 per migliorie, ammodernamento e trasformazione aventi natura incrementativa delle attività materiali sono imputati all’attivo patrimoniale.
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 maggiore rilevanza alle indicazioni provenienti dall’esterno. L’attualizzazione è effettuata a 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.
(3) I criteri relativi alla rilevazione e valutazione delle attività minerarie sono indicati al punto “Attività minerarie”.
(4) 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 o 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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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 a 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 a 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 valore. 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.
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, etc.), 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 sfrutta-
(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”.
68
bili. Con tale metodo, i costi residui sono ammortizzati applicando l’aliquota ottenuta dal rapporto tra i volumi estratti nel periodo
e le riserve certe sviluppate esistenti alla fine del periodo, incrementate dei volumi estratti nel periodo 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, etc.) 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 si sono realizzate le condizioni per la loro concessione 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 e quelle a controllo congiunto e 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 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
ripristino.
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.
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 della 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 applicando i criteri indicati al punto “Attività materiali”. Gli effetti economici della valutazione al costo ammortizzato sono imputati
alla voce “Proventi (oneri) finanziari”.
69
Passività finanziarie
I debiti sono rilevati con il metodo del costo ammortizzato (v. punto precedente “Attività finanziarie”).
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 successivi al rapporto di lavoro
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 a un patrimonio o a un’entità giuridicamente distinta (cd. fondo), è determinata sulla base dei contributi dovuti.
La passività relativa ai programmi a benefici definiti6, 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).
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 di Eni, il momento del riconoscimento dei ricavi coincide:
- per i greggi, generalmente con la spedizione;
- per il gas naturale, con la consegna al cliente;
(6)
Considerate le incertezze relative al momento in cui verrà erogato, il trattamento di fine rapporto è assimilato a un programma a benefici definiti.
70
- 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 di 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 emissioni di anidride carbonica eccedente 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 dipendente 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 il modello Black-Scholes che tiene 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.
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 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.
(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.
71
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 / C R I T E R I D I VA LU TA Z I O N E - M O D I F I C A D E I C R I T E R I C O N TA B I L I - U T I L I Z Z O D I S T I M E C O N TA B I L I
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 in bilancio 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 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.
A partire dall’esercizio 2006 sono state applicate: (i) le disposizioni dell’IFRIC 4 “Determinare se un accordo contiene un leasing”
relative ai criteri da adottare al fine di individuare se un accordo, pur non assumendo la forma esplicita di un leasing, prevede il
trasferimento di un diritto a utilizzare un’attività in cambio di un pagamento o di una serie di pagamenti; (ii) le modifiche allo IAS
39 “Strumenti finanziari: rilevazione e valutazione” relative: (a) alla possibilità di qualificare quale oggetto di copertura di operazioni cash flow hedge sul rischio di cambio, transazioni infragruppo previste e altamente probabili a condizione che dette transazioni siano denominate in una valuta funzionale differente rispetto a quella dell’entità che ha posto in essere l’operazione e che
l’esposizione al rischio di cambio determini effetti sul conto economico consolidato; (b) ai criteri di rilevazione e valutazione delle
garanzie finanziarie che sono rilevate al momento della loro emissione come passività al valore di mercato e successivamente
valutate, in funzione del rischio di escussione, al maggiore tra la migliore stima dell’onere da sostenere per adempiere all’obbligazione e l’ammontare inizialmente rilevato ridotto dei premi incassati; (iii) le disposizioni dell’IFRIC 5 “Diritti derivanti da interessenze in fondi per smantellamenti, ripristini e bonifiche ambientali” relative ai criteri di rilevazione e valutazione delle partecipazioni a fondi costituiti al fine di finanziare le operazioni di smantellamento che presentano le seguenti caratteristiche: (a) le attività del fondo sono possedute e gestite da un’entità legale separata dall’impresa; (b) l’impresa partecipante al fondo ha un diritto limitato di accesso alle attività del fondo. Il partecipante rileva separatamente la propria obbligazione a pagare i costi di smantellamento e la propria interessenza al fondo. Nel caso in cui l’interessenza nel fondo sia tale da consentire di esercitare il controllo, un’influenza notevole o il controllo congiunto del fondo, l’interessenza nel fondo è rilevata, rispettivamente, come una partecipazione controllata, collegata o una joint venture.
L’applicazione dei principi indicati non ha prodotto effetti significativi.
72
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 / U T I L I Z Z O D I S T I M E C O N TA B I L I
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 alla data del bilancio, 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 e delle assunzioni 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, compresa la sanction del progetto che si ha quando viene presa la final investment decision. 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 il booking 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 periodo e le riserve certe sviluppate a fine periodo aumentate dei volumi estratti nel periodo 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 un elemento fondamentale 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 in bilancio non sia recuperabile. In particolare 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 del
management 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.
73
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 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 (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
Gli obblighi relativi allo smantellamento delle attività materiali e di ripristino ambientale dei terreni o del fondo marino al termine dell’attività di produzione comportano la rilevazione di passività significative. 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 imputato all’attivo patrimoniale 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 la Direzione aziendale 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 sul bilancio consolidato 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.
74
Benefici per i dipendenti successivi al rapporto di lavoro
I benefici successivi al rapporto di lavoro derivanti dai 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 dei benefici successivi al rapporto di lavoro 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 inflattiva 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, le 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).
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).
Fondi
Oltre a rilevare le passività ambientali e gli obblighi di rimozione delle attività materiali e di ripristino dei siti, Eni effettua accantonamenti connessi prevalentemente ai benefici per i dipendenti e 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 e Costruzioni
I ricavi del business Ingegneria e 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 e 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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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 / 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
Note alla relazione semestrale consolidata
Attività correnti
1
Le disponibilità liquide ed equivalenti di 4.478 milioni di euro (1.333 milioni di euro al 31 dicembre 2005) comprendono attività
finanziarie esigibili entro 90 giorni per 226 milioni di euro (122 milioni di euro al 31 dicembre 2005) costituiti da depositi presso istituti finanziari con vincolo di preavviso superiore alle 48 ore e titoli disponibili per la vendita con scadenza entro 90 giorni.
L’incremento di 3.145 milioni di euro è riferito principalmente all’impresa finanziaria Eni Coordination Center SA (2.915 milioni
di euro).
2
Le altre attività finanziarie negoziabili o disponibili per la vendita di 945 milioni di euro (1.368 milioni di euro al 31 dicembre
2005) si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Titoli strumentali all’attività operativa:
- titoli quotati emessi dallo Stato italiano
- titoli quotati emessi da Istituti finanziari italiani ed esteri
- altri titoli non quotati
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
31.12.2005
30.06.2006
361
92
12
465
338
212
3
553
727
151
25
903
1.368
359
22
11
392
945
I titoli di 945 milioni di euro (1.368 milioni di euro al 31 dicembre 2005) sono disponibili per la vendita. Il decremento di 423
milioni di euro è riferito principalmente alle alienazioni effettuate dall’impresa finanziaria Enifin SpA (303 milioni di euro) e alla
vendita della Sofidsim SpA (90 milioni di euro). Al 31 dicembre 2005 e al 30 giugno 2006 Eni non deteneva attività finanziarie
negoziabili.
La valutazione al fair value ha comportato il decremento dei titoli di 7 milioni di euro (un incremento di 8 milioni di euro al 31
dicembre 2005) in contropartita al patrimonio netto per 5 milioni di euro e alle passività per imposte differite per 2 milioni di
euro (rispettivamente 6 e 2 milioni di euro al 31 dicembre 2005).
I titoli strumentali all’attività operativa di 553 milioni di euro (465 milioni di euro al 31 dicembre 2005) riguardano titoli a copertura delle riserve tecniche della Padana Assicurazioni SpA per 550 milioni di euro (453 milioni di euro al 31 dicembre 2005).
76
3
I crediti commerciali e gli altri crediti di 17.158 milioni di euro (17.902 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come
segue:
(milioni di euro)
31.12.2005
30.06.2006
14.101
13.359
480
12
492
212
25
237
60
3.249
3.309
17.902
76
3.486
3.562
17.158
Crediti commerciali
Crediti finanziari:
- strumentali all’attività operativa
- non strumentali all’attività operativa
Altri crediti:
- attività di disinvestimento
- altri
46
46
Utilizzi
(8)
(7)
(15)
Valore
al 30.06.2006
643
248
891
Altre
variazioni
Crediti commerciali
Altri crediti
Accantonamenti
(milioni di euro)
Valore
al 31.12.2005
I crediti sono esposti al netto del fondo svalutazione di 839 milioni di euro (891 milioni di euro al 31 dicembre 2005):
(49)
(34)
(83)
632
207
839
I crediti commerciali di 13.359 milioni di euro diminuiscono di 742 milioni di euro. Hanno contribuito al decremento le differenze di cambio da conversione dei bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall’euro per 180 milioni di euro. I crediti commerciali comprendono ritenute in garanzia per lavori in corso su ordinazione per 86 milioni di euro (101 milioni di euro al 31
dicembre 2005).
I crediti finanziari strumentali all’attività operativa di 212 milioni di euro (480 milioni di euro al 31 dicembre 2005) riguardano
crediti concessi, principalmente, a società controllate non consolidate, controllate congiunte e collegate. Il decremento di 268
milioni di euro è riferito principalmente al rimborso del finanziamento concesso alla Trans Austria Gasleitung GmbH (333 milioni di euro).
Gli altri crediti di 3.562 milioni di euro (3.309 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Crediti verso:
- partner in joint venture per attività di esplorazione e produzione
- compagnie di assicurazione
- amministrazioni pubbliche non finanziarie
Crediti per operazioni di factoring
Acconti per servizi
Altri crediti
31.12.2005
30.06.2006
1.123
539
228
1.890
324
259
836
3.309
1.241
398
244
1.883
241
267
1.171
3.562
77
I crediti per operazioni di factoring di 241 milioni di euro (324 milioni di euro al 31 dicembre 2005) 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. 33.
4
Rimanenze
(milioni di euro)
Greggio,
gas
naturale
e prodotti
petroliferi
Prodotti
chimici
210
217
59
18
Materie prime,
sussidiarie e di consumo
Prodotti in corso
di lavorazione e semilavorati
Lavori in corso su ordinazione
Prodotti finiti e merci
Acconti
Lavori
in corso
su
ordinazione
30.06.2006
31.12.2005
Le rimanenze di 4.387 milioni di euro (3.563 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue:
Altre
Totale
Greggio,
gas
naturale
e prodotti
petroliferi
Prodotti
chimici
645
1.072
647
217
1
78
418
1.814
181
3.563
51
20
418
1.222
1.491
572
807
20
181
599
666
Lavori
in corso
su
ordinazione
Altre
Totale
668
1.532
1
72
484
2.063
236
4.387
484
1.481
2.179
556
26
2
697
234
718
793
Accantonamenti
Utilizzi
Altre
variazioni
Valore
al 30.06.2006
(milioni di euro)
Valore
al 31.12.2005
Le rimanenze sono esposte al netto del fondo svalutazione di 87 milioni di euro (93 milioni di euro al 31 dicembre 2005):
93
3
(64)
55
87
I lavori in corso su ordinazione di 484 milioni di euro (418 milioni di euro al 31 dicembre 2005) sono al netto degli acconti ricevuti dai committenti di 5.713 milioni di euro (5.180 milioni di euro al 31 dicembre 2005).
5
Le attività per imposte correnti di 473 milioni di euro (697 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Amministrazione finanziaria italiana
Amministrazioni finanziarie estere
31.12.2005
30.06.2006
422
275
697
265
208
473
Le attività per imposte correnti di 473 milioni di euro (697 milioni di euro al 31 dicembre 2005) comprendono crediti Iva per 256
milioni di euro (406 milioni di euro al 31 dicembre 2005) e crediti per accise, imposte di consumo sul gas metano e oneri doganali per 41 milioni di euro (60 milioni di euro al 31 dicembre 2005).
78
6
Altre attività
Le altre attività di 564 milioni di euro (369 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Fair value su contratti derivati non di copertura
Fair value su contratti derivati di copertura cash flow hedge
Altre attività
31.12.2005
30.06.2006
117
32
220
369
309
30
225
564
(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
30.06.2006
31.12.2005
Il fair value su contratti derivati non di copertura di 309 milioni di euro (117 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizza come
segue:
Fair value
Impegni
Fair value
Impegni
58
15
73
1.277
2.378
26
3.681
105
90
2
197
1.077
3.894
70
5.041
14
14
1.281
1.281
65
65
2.833
2.833
21
9
30
117
394
11
405
5.367
30
17
47
309
173
254
427
8.301
Gli impegni per contratti derivati di copertura cash flow hedge ammontano a 94 milioni di euro (176 milioni di euro al 31 dicembre 2005) e riguardano contratti di copertura relativi ad acquisti di energia elettrica per 86 milioni di euro (171 milioni di euro al
31 dicembre 2005).
Le altre attività di 225 milioni di euro (220 milioni di euro al 31 dicembre 2005) comprendono ratei e risconti attivi per premi
assicurativi di 30 milioni di euro (12 milioni di euro al 31 dicembre 2005), per prestazioni di servizio anticipate di 29 milioni di
euro (49 milioni di euro al 31 dicembre 2005) e per affitti e canoni di 20 milioni di euro (16 milioni di euro al 31 dicembre 2005).
79
7
Terreni
Fabbricati
Impianti e macchinari
Attrezzature industriali e commerciali
Altri beni
Immobilizzazioni in corso e acconti
421
48
373
3.152 1.699 1.453
77.806 41.238 36.568
1.623 1.251
372
1.182
864
318
6.526
597 5.929
90.710 45.697 45.013
13
17
(37)
1.076 (2.184)
48
(79)
18
(46)
1.416
2.588 (2.346)
(5)
(10)
(132) (1.080)
(4)
(3)
(6)
(243)
(141) (1.342)
Valore lordo
al 30.06.2006
Fondo
ammortamento
e svalutazione
al 30.06.2006
Valore netto
al 30.06.2006
Altre
variazioni
Differenze
cambio
da conversione
Svalutazioni
Ammortamenti
Investimenti
Valore netto
al 31.12.2005
(milioni di euro)
Valore lordo
al 31.12.2005
Fondo
ammortamento
e svalutazione
al 31.12.2005
Gli immobili, impianti e macchinari di 43.051 milioni di euro (45.013 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue:
27
413
456
43
(11) 1.407 3.113 1.706
186 34.434 76.361 41.927
(3)
331 1.637 1.306
(32)
252 1.292 1.040
(888) 6.214 6.670
456
(721) 43.051 89.529 46.478
Gli investimenti di 2.588 milioni di euro (2.939 milioni di euro nel primo semestre 2005) sono riferiti essenzialmente ai settori
Exploration & Production per 1.721 milioni di euro (2.015 milioni di euro nel primo semestre 2005), Gas & Power per 354 milioni di euro (495 milioni di euro nel primo semestre 2005), Refining & Marketing per 227 milioni di euro (212 milioni di euro nel
primo semestre 2005) e Ingegneria e Costruzioni per 223 milioni di euro (131 milioni di euro nel primo semestre 2005) e comprendono oneri finanziari per 47 milioni di euro (89 milioni di euro nel primo semestre 2005) riferiti essenzialmente ai settori
Exploration & Production per 31 milioni di euro (60 milioni di euro nel primo semestre 2005), Gas & Power per 12 milioni di euro
(14 milioni di euro nel primo semestre 2005) e Refining & Marketing per 2 milioni di euro (14 milioni di euro nel primo semestre
2005). Il tasso d’interesse utilizzato per la capitalizzazione degli oneri finanziari è compreso tra il 2,5% e il 6,5% (rispettivamente
2,3% e 6,4% per il primo semestre 2005). Informazioni sugli investimenti effettuati sono indicate nelle “Informazioni sulla gestione - Andamento operativo” dei principali settori di attività.
I principali coefficienti di ammortamento adottati sono in linea con quelli utilizzati nell’esercizio 2005.
Le svalutazioni di 141 milioni di euro riguardano principalmente asset minerari del settore Exploration & Production (132 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, prima delle imposte, dell’11,8%.
Le differenze cambio da conversione dei bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall’euro di 1.342 milioni di euro riguardano principalmente imprese che redigono il bilancio in dollari USA (1.301 milioni di euro).
Le altre variazioni di 721 milioni di euro comprendono il trasferimento ad “Altre immobilizzazioni” delle immobilizzazioni dedicate al contratto di servizio relativo alle attività minerarie dell’area di Dación, della branch Venezuelana della controllata Eni
Dación BV per 654 milioni di euro e la variazione dell’area di consolidamento per 66 milioni di euro relativa alla vendita della
Fiorentina Gas SpA (157 milioni di euro) e all’acquisizione della Siciliana Gas SpA (91 milioni di euro).
Gli immobili, impianti e macchinari completamente ammortizzati ancora in uso ammontano a 12.417 milioni di euro e si riferiscono principalmente ai metanodotti per il trasporto e il dispaccio del gas naturale di proprietà della Snam Rete Gas SpA (4.285
milioni di euro), alle raffinerie e ai depositi di prodotti petroliferi del settore Refining & Marketing (3.146 milioni di euro) e agli
impianti petrolchimici della Polimeri Europa SpA (1.660 milioni di euro).
I contributi pubblici portati a decremento degli immobili, impianti e macchinari ammontano a 956 milioni di euro (965 milioni
di euro al 31 dicembre 2005).
Sugli immobili, impianti e macchinari sono costituite garanzie reali per un valore nominale di 164 milioni di euro (475 milioni di
euro al 31 dicembre 2005) rilasciate principalmente a fronte di finanziamenti ricevuti. Il decremento di 311 milioni di euro è riferito essenzialmente all’estinzione delle garanzie rilasciate.
Gli immobili, impianti e macchinari assunti in leasing finanziario ammontano a 117 milioni di euro e riguardano per 43 milioni
di euro navi FPSO utilizzate dal settore Exploration & Production a supporto dell’attività di produzione e trattamento di idrocarburi.
80
8
Le altre immobilizzazioni di 654 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. Maggiori informazioni sono indicate
alla nota n. 25 “Garanzie, impegni e rischi - Altri impegni e rischi”.
9
Rimanenze immobilizzate - Scorte d’obbligo
Le rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo di 1.866 milioni di euro (2.194 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano
come segue:
(milioni di euro)
Greggio e prodotti petroliferi
Gas naturale
31.12.2005
30.06.2006
2.037
157
2.194
1.709
157
1.866
Le scorte d’obbligo, detenute principalmente da società italiane (2.057 e 1.700 milioni di euro, rispettivamente al 31 dicembre
2005 e al 30 giugno 2006) riguardano le quantità minime di greggio, prodotti petroliferi e gas naturale che le società sono obbligate a detenere sulla base di norme di legge.
10
Investimenti
Ammortamenti
Altre
variazioni
Valore netto
al 30.06.2006
Valore lordo
al 30.06.2006
Fondo
ammortamento
e svalutazione
al 30.06.2006
Attività immateriali a vita utile indefinita
Avviamento
Valore netto
al 31.12.2005
Attività immateriali a vita utile definita
Costi di ricerca mineraria
Costi di ricerca e di sviluppo
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
901
158
744
151
157
7
378
5
(401)
(3)
(11)
(3)
123
6
853
42
730
36
1.056
2.205
81
470
4.871
919
1.459
5
313
3.591
137
746
76
157
1.280
6
9
64
4
466
(43)
(42)
(13)
(502)
8
52
(13)
(10)
23
108
765
127
138
1.267
1.067
2.265
132
411
4.770
959
1.500
5
273
3.503
1.914
3.194
466
(502)
(9)
14
1.905
3.172
Valore lordo
al 31.12.2005
(milioni di euro)
Fondo
ammortamento
e svalutazione
al 31.12.2005
Le attività immateriali di 3.172 milioni di euro (3.194 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue:
I costi di ricerca mineraria di 123 milioni di euro riguardano i bonus di firma corrisposti per l’acquisizione di titoli minerari. La voce
accoglie anche i costi di ricerca mineraria ammortizzati interamente nel periodo di sostenimento che ammontano a 375 milioni
di euro (197 milioni di euro nel primo semestre 2005).
Le concessioni, licenze, marchi e diritti simili di 765 milioni di euro riguardano principalmente i diritti di trasporto del gas naturale di importazione dall’Algeria (607 milioni di euro) e le concessioni di sfruttamento minerario (112 milioni di euro).
Le altre attività immateriali a vita utile definita di 138 milioni di euro riguardano principalmente i diritti relativi all’utilizzo di licenze da parte della Polimeri Europa SpA (83 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 (27 milioni di euro).
81
I principali coefficienti di ammortamento adottati sono in linea con quelli utilizzati nell’esercizio 2005.
Le attività immateriali completamente ammortizzate ancora in uso ammontano a 595 milioni di euro.
Le altre variazioni delle attività immateriali a vita utile definita di 23 milioni di euro comprendono differenze passive di cambio da
conversione dei bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall’euro per 10 milioni di euro.
L’avviamento di 1.905 milioni di euro riguarda essenzialmente il settore Ingegneria e Costruzioni (826 milioni di euro, di cui 805
milioni di euro relativi all’acquisto della Bouygues Offshore SA, ora Saipem SA), il settore Gas & Power (809 milioni di euro, di cui
753 milioni di euro relativi all’acquisto di azioni Italgas SpA a seguito dell’Offerta Pubblica d’Acquisto effettuata nel 2003), il settore Exploration & Production (218 milioni di euro, di cui 213 milioni di euro relativi all’acquisizione della Lasmo Plc, ora Eni
Lasmo Plc) e il settore Refining & Marketing (50 milioni di euro).
Le altre variazioni relative all’avviamento di 9 milioni di euro comprendono la svalutazione dell’avviamento attribuito alla Tigáz
Zrt in sede di acquisizione dell’Italgas SpA (47 milioni di euro), le differenze di cambio da conversione dei bilanci delle imprese
operanti in aree diverse dall’euro (9 milioni di euro) e, in aumento, la variazione dell’area di consolidamento (41 milioni di euro)
relativa principalmente all’acquisizione del 50% della Siciliana Gas SpA (37 milioni di euro). La svalutazione dell’avviamento attribuito alla Tigáz Zrt è stata effettuata a seguito all’applicazione del nuovo assetto tariffario ungherese, entrato in vigore nel 2006,
ed è stata determinata sulla base della nuova stima dei flussi di cassa attesi, attualizzati con un tasso del 6,3%.
11
Partecipazioni
Minusvalenze
da valutazione
al patrimonio netto
Decremento
per dividendi
Differenze cambio
da conversione
Altre
variazioni
146
2.322
1.422
3.890
1
6
1
8
6
272
179
457
(3)
(72)
(2)
(77)
(2)
(175)
(127)
(304)
(5)
(58)
(20)
(83)
10
50
(65)
(5)
Valore
al 30.06.2006
Plusvalenze da
valutazione
al patrimonio netto
Partecipazioni in imprese controllate
Partecipazioni in imprese a controllo congiunto
Partecipazioni in imprese collegate
Acquisizioni e
sottoscrizioni
(milioni di euro)
Valore
al 31.12.2005
Le partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto di 3.886 milioni di euro (3.890 milioni di euro al 31 dicembre
2005) si analizzano come segue:
153
2.345
1.388
3.886
Le plusvalenze da valutazione al patrimonio netto di 457 milioni di euro riguardano principalmente la Galp Energia SGPS SA (118
milioni di euro), la Unión Fenosa Gas SA (92 milioni di euro), la EnBW - Eni Verwaltungsgesellschaft mbH (37 milioni di euro), la
Trans Austria Gasleitung GmbH (22 milioni di euro) e la Blue Stream Pipeline Co BV (22 milioni di euro).
Le minusvalenze da valutazione al patrimonio netto di 77 milioni di euro riguardano principalmente la Charville - Consultores e
Serviços Lda e la Mangrove Gas Netherlands BV (60 milioni di euro).
Il decremento per dividendi di 304 milioni di euro riguarda principalmente la Galp Energia SGPS SA (74 milioni di euro), la Trans
Austria Gasleitung GmbH (44 milioni di euro), la Unión Fenosa Gas SA (28 milioni di euro), la Unimar Llc (24 milioni di euro) e la
Supermetanol CA (20 milioni di euro).
Le altre variazioni di 5 milioni di euro comprendono, in diminuzione, l’inclusione nell’area di consolidamento della Siciliana Gas
SpA a seguito dell’acquisizione dell’ulteriore 50% dalla ESPI - Ente Siciliano per la Promozione Industriale (in liquidazione) (61
milioni di euro) e, in aumento, il conferimento della Fiorentina Gas SpA nella Toscana Energia SpA (58 milioni di euro) e la riclassifica da altre partecipazioni della Iniziative e Sviluppo di Attività Industriali - ISAI SpA (in liquidazione) (15 milioni di euro).
Le partecipazioni in imprese controllate e collegate al 30 giugno 2006 sono indicate nell’allegato “Imprese e partecipazioni rilevanti di Eni SpA al 30 giugno 2006” che costituisce parte integrante delle presenti note.
82
(22)
(22)
(5)
(22)
Fondo
svalutazione
al 30.06.2006
4
4
Valore lordo
al 30.06.2006
4
31
(17)
Valore netto
al 30.06.2006
41
9
371
421
Altre
variazioni
27
Differenze cambio
da conversione
68
9
375
452
Acquisizioni e
sottoscrizioni
Valore netto
al 31.12.2005
Imprese controllate
Imprese collegate
Altre imprese
Fondo
svalutazione
al 31.12.2005
(milioni di euro)
Valore lordo
al 31.12.2005
Le altre partecipazioni di 381 milioni di euro (421 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue:
24
9
348
381
51
9
352
412
27
4
31
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.
Le altre variazioni di 22 milioni di euro riguardano principalmente la riclassifica a partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto della Iniziative e Sviluppo di Attività Industriali - ISAI SpA (in liquidazione) (15 milioni di euro).
12
Le altre attività finanziarie di 897 milioni di euro (1.050 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Crediti finanziari:
Titoli:
31.12.2005
30.06.2006
754
247
1.001
605
244
849
21
28
49
1.050
21
27
48
897
I crediti finanziari sono esposti al netto del fondo svalutazione di 25 milioni di euro (stesso importo al 31 dicembre 2005).
I crediti strumentali all’attività operativa di 605 milioni di euro riguardano principalmente i settori Exploration & Production (429
milioni di euro) e Gas & Power (112 milioni di euro). Il decremento di 149 milioni di euro comprende differenze cambio da conversione dei bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall’euro per 45 milioni di euro.
I crediti finanziari non strumentali all’attività operativa di 244 milioni di euro (247 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si riferiscono per 239 milioni di euro a un deposito vincolato di Eni Lasmo Plc a garanzia di un prestito obbligazionario (241 milioni di
euro al 31 dicembre 2005).
I crediti in moneta diversa dall’euro ammontano a 774 milioni di euro (845 milioni di euro al 31 dicembre 2005).
I crediti con scadenza oltre i 5 anni ammontano a 578 milioni di euro (625 milioni di euro al 31 dicembre 2005).
I titoli di 48 milioni di euro, che si intendono mantenere fino alla scadenza, sono emessi dallo Stato italiano per 22 milioni di euro
e da stati esteri o istituti finanziari esteri per 26 milioni di euro.
I titoli con scadenza oltre i 5 anni ammontano a 22 milioni di euro.
La valutazione al fair value delle altre attività finanziarie non produce effetti significativi.
83
13
Incrementi
Utilizzi
Altre
variazioni
Valore
al 30.06.2006
(milioni di euro)
Valore
al 31.12.2005
Le attività per imposte anticipate di 1.801 milioni di euro (1.861 milioni di euro al 31 dicembre 2005) sono indicate al netto delle
passività per imposte differite compensabili di 3.347 milioni di euro (stesso importo al 31 dicembre 2005).
1.861
279
(348)
9
1.801
Le altre variazioni di 9 milioni di euro comprendono differenze passive di cambio da conversione dei bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall’euro per 108 milioni di euro.
L’analisi delle Attività per imposte anticipate è indicata alla nota n. 22 “Passività per imposte differite”.
14
Altre attività
Le altre attività di 930 milioni di euro (995 milioni di euro al 31 dicembre 2005) 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
Crediti relativi all’attività di disinvestimento
Altri crediti
Altre attività
31.12.2005
30.06.2006
508
309
37
7
861
44
905
39
40
11
995
509
295
33
5
842
24
866
35
14
15
930
Passività correnti
15
Le passività finanziarie a breve termine di 3.723 milioni di euro (4.612 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come
segue:
(milioni di euro)
Banche
Debiti finanziari rappresentati da titoli di credito
Altri finanziatori
31.12.2005
30.06.2006
3.894
60
658
4.612
3.148
575
3.723
Il decremento delle passività finanziarie a breve termine di 889 milioni di euro è dovuto principalmente al saldo netto tra i rimborsi e le nuove assunzioni (654 milioni di euro) e alle differenze di cambio da conversione dei bilanci delle imprese operanti in
aree diverse dall’euro (270 milioni di euro).
84
16
I debiti commerciali e gli altri debiti di 14.308 milioni di euro (13.095 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come
segue:
(milioni di euro)
Debiti commerciali
Acconti e anticipi
Altri debiti:
- relativi all’attività di investimento
- altri
31.12.2005
30.06.2006
8.170
1.184
8.747
1.275
698
3.043
3.741
13.095
1.007
3.279
4.286
14.308
I debiti commerciali di 8.747 milioni di euro aumentano di 577 milioni di euro. L’incremento è riferito principalmente al settore
Refining & Marketing (569 milioni di euro).
Gli acconti e anticipi di 1.275 milioni di euro (1.184 milioni di euro al 31 dicembre 2005) riguardano acconti eccedenti il valore
dei lavori in corso su ordinazione eseguiti per 720 milioni di euro (550 milioni di euro al 31 dicembre 2005), anticipi per lavori in
corso su ordinazione per 286 milioni di euro (309 milioni di euro al 31 dicembre 2005) nonché altri acconti e anticipi per 269
milioni di euro (325 milioni di euro al 31 dicembre 2005). Gli acconti e gli anticipi per lavori in corso su ordinazione di 1.006 milioni di euro (859 milioni di euro al 31 dicembre 2005) riguardano il settore Ingegneria e Costruzioni.
Gli altri debiti di 4.286 milioni di euro (3.741 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Debiti verso:
- partner in joint venture per attività di esplorazione e produzione
- fornitori per attività di investimento
- personale
- amministrazioni pubbliche non finanziarie
- istituti di previdenza e di sicurezza sociale
Depositi cauzionali
Altri debiti
31.12.2005
30.06.2006
1.264
951
314
313
229
3.071
6
664
3.741
1.434
753
282
247
343
3.059
12
1.215
4.286
I debiti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 33.
17
Le passività per imposte correnti di 3.996 milioni di euro (3.430 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Imposte sul reddito
Accise e imposte di consumo
Altre imposte e tasse
31.12.2005
30.06.2006
1.742
896
792
3.430
1.971
1.231
794
3.996
Le imposte sul reddito di 1.971 milioni di euro aumentano di 229 milioni di euro. L’aumento è riferito alle imprese italiane per
160 milioni di euro e alle imprese estere per 69 milioni di euro.
85
Le accise e imposte di consumo di 1.231 milioni di euro aumentano di 335 milioni di euro per effetto principalmente della circostanza che le accise e le imposte di consumo relative al mese di giugno 2006, dovute dai settori Refining & Marketing e Gas
& Power, sono state pagate nel mese di luglio 2006 (le accise e le imposte di consumo relative alla prima quindicina del mese di
dicembre sono versate nello stesso mese di dicembre).
18
Altre passività
Le altre passività di 395 milioni di euro (613 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Fair value su contratti derivati non di copertura
Fair value su contratti derivati di copertura cash flow hedge
Altre passività
31.12.2005
30.06.2006
378
5
230
613
222
3
170
395
(milioni di euro)
Contratti su valute
Currency swap
Interest currency swap
Altri
Interest rate swap
Contratti su merci
Over the counter
Altri
30.06.2006
31.12.2005
Il fair value su contratti derivati non di copertura di 222 milioni di euro (378 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizza come
segue:
Fair value
Impegni
Fair value
Impegni
139
73
2
214
6.370
2.316
57
8.743
46
25
4
75
3.804
643
364
4.811
101
101
5.145
5.145
52
52
2.418
2.418
21
42
63
378
323
94
417
14.305
48
47
95
222
365
79
444
7.673
Gli impegni per contratti derivati di copertura cash flow hedge ammontano a 52 milioni di euro (42 milioni di euro al 31 dicembre 2005) e riguardano coperture su valute.
86
19
Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività a lungo termine
(milioni di euro)
Obbligazioni
Banche
Altri finanziatori
30.06.2006
31.12.2005
Le passività finanziarie a lungo termine, comprensive delle quote a breve termine, di 7.837 milioni di euro (8.386 milioni di euro
al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue:
Quote
a lungo
termine
Quote
a breve
termine
Totale
Quote
a lungo
termine
Quote
a breve
termine
Totale
4.948
1.926
779
7.653
391
296
46
733
5.339
2.222
825
8.386
5.001
1.832
580
7.413
91
283
50
424
5.092
2.115
630
7.837
(milioni di euro)
Società emittente
Euro Medium Term Notes:
- Eni SpA
- Eni Coordination Center SA
- Eni SpA
Altri prestiti obbligazionari:
- Eni USA Inc
- Eni Lasmo Plc (*)
- Eni USA Inc
da
1.500
991
517
500
276
201
180
108
83
14
4.370
315
217
157
689
5.059
7
25
5
Euro
Lira sterlina
Euro
Euro
Euro
Dollaro USA
Yen giapponese
Dollaro USA
Franco svizzero
Franco svizzero
39
1.507
1.016
522
500
277
202
180
108
83
14
4.409
3
(10)
1
(6)
33
318
207
158
683
5.092
Dollaro USA
Lira sterlina
Dollaro USA
1
1
2007
2007
2008
2013
2008
2007
2006
Tasso %
Scadenza
Valuta
Totale
Disaggio
di emissione
e rateo
di interesse
Importo
Le passività finanziarie a lungo termine, comprensive delle quote a breve termine, di 7.837 milioni di euro diminuiscono di 549
milioni di euro. Hanno contribuito al decremento il saldo tra i rimborsi e le nuove assunzioni per 459 milioni di euro e le differenze di cambio da conversione dei bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall’euro e da allineamento al cambio di fine
periodo dei debiti in moneta diversa da quella funzionale per complessivi 86 milioni di euro.
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 2005 e al 30 giugno 2006 i debiti finanziari soggetti a queste clausole restrittive ammontano rispettivamente a 1.258 milioni di euro e a 1.250 milioni di euro. Inoltre, Saipem SpA ha stipulato un accordo di finanziamento con banche per 255 milioni di euro (275 milioni di euro al 31 dicembre 2005) 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 5.092 milioni di euro riguardano titoli relativi al programma di Euro Medium Term Notes per complessivi 4.409
milioni di euro e altri prestiti obbligazionari per complessivi 683 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
a
4,625
5,250
variabile
6,125
5,050
4,800
2,320
variabile
2,043
variabile
4,875
2,876
4,450
0,810
1,750
2027
2009
2007
7,300
10,375
6,750
(*) Il prestito obbligazionario è garantito da un deposito bancario vincolato iscritto nelle attività finanziarie non correnti per 239 milioni di euro.
87
Correnti
(milioni di euro)
A. Disponibilità liquide
B. Disponibilità liquide equivalenti
C. Titoli disponibili per la vendita
e da mantenere fino alla scadenza
D. Liquidità (A+B+C)
E. Crediti finanziari
F. Passività finanziarie a breve termine verso banche
G. Passività finanziarie a lungo termine verso banche
H. Prestiti obbligazionari
I. Passività finanziarie a breve termine verso entità correlate
L. Passività finanziarie a lungo termine verso entità correlate
M. Altre passività finanziarie a breve termine
N. Altre passività finanziarie a lungo termine
O. Indebitamento finanziario lordo (F+G+H+I+L+M+N)
M. Indebitamento finanziario netto (O-D-E)
30.06.2006
31.12.2005
Le obbligazioni che scadono nei prossimi diciotto mesi ammontano a 743 milioni di euro e riguardano l’Eni Coordination Center
SA (585 milioni di euro) e l’Eni USA Inc (158 milioni di euro). Nel corso del primo semestre 2006 l’Eni Coordination Center SA ha
emesso obbligazioni per 215 milioni di euro.
Il tasso di interesse medio ponderato sui debiti finanziari a lungo termine, comprensivi delle quote a breve termine, è del 4,5% e
del 4,8% rispettivamente per il 2005 e per il primo semestre 2006.
Passività finanziarie per 228 milioni di euro sono garantite da ipoteche e privilegi sui beni immobili di imprese consolidate e da
depositi vincolati (251 milioni di euro al 31dicembre 2005).
L’analisi dell’indebitamento finanziario netto indicato nel “Commento ai risultati economico-finanziari” delle “Informazioni sulla
gestione” è la seguente:
Non
correnti
1.211
122
903
2.236
12
3.894
296
391
222
28
28
247
1.926
4.948
18
496
46
5.345
3.097
761
7.653
7.378
Totale
Correnti
1.211
122
4.252
226
931
2.264
259
3.894
2.222
5.339
222
18
496
807
12.998
10.475
392
4.870
25
3.148
283
91
127
448
50
4.147
(748)
Non
correnti
Totale
4.252
226
27
27
244
1.832
5.001
580
7.413
7.142
419
4.897
269
3.148
2.115
5.092
127
448
630
11.560
6.394
I titoli disponibili per la vendita e da mantenere fino alla scadenza di 419 milioni di euro (931 milioni di euro al 31 dicembre 2005)
sono non strumentali all’attività operativa. La voce non comprende i titoli disponibili per la vendita e da mantenere fino alla scadenza strumentali all’attività operativa di 574 milioni di euro (486 milioni di euro al 31 dicembre 2005) relativi per 550 milioni di
euro (453 milioni di euro al 31 dicembre 2005) ai titoli a copertura delle riserve tecniche della Padana Assicurazioni SpA.
I crediti finanziari di 269 milioni di euro (259 milioni di euro al 31 dicembre 2005) sono non strumentali all’attività operativa. La
voce non comprende i crediti finanziari correnti strumentali all’attività operativa per 212 milioni di euro (480 milioni di euro al
31 dicembre 2005), di cui 202 milioni di euro (475 milioni di euro al 31 dicembre 2005) 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 244 milioni di euro (247 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si riferiscono per 239 milioni
di euro a un deposito vincolato di Eni Lasmo Plc a garanzia di un prestito obbligazionario (241 milioni di euro al 31 dicembre
2005).
88
20
Fondo abbandono e ripristino siti
Fondo rischi ambientali
Riserva sinistri e premi compagnie di assicurazione
Fondo rischi per contenziosi
Fondo oneri relativi a revisione prezzi di vendita
Fondo per imposte
Fondo dismissioni e ristrutturazioni
Fondo mutua assicurazione OIL
Fondo utilizzo gas strategico
Fondo copertura perdite di imprese partecipate
Fondo contratti onerosi
Fondo operazioni e concorsi a premio
Altri fondi (*)
Valore
al 30.06.2006
(milioni di euro)
Valore
al 31.12.2005
I fondi per rischi e oneri di 7.640 milioni di euro (7.679 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue:
2.648
2.103
707
534
321
309
195
127
2.709
1.975
645
549
444
223
199
127
114
80
64
20
491
7.640
85
80
52
518
7.679
(*) Di importo unitario inferiore a 50 milioni di euro.
Il fondo abbandono e ripristino siti di 2.709 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 dei siti
(2.661 milioni di euro). L’incremento di 61 milioni di euro comprende la rilevazione iniziale e la revisione della stima dell’onere
imputati in contropartita alle attività materiali a cui si riferiscono per 117 milioni di euro, gli oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo imputati a conto economico per 53 milioni di euro nonché, in diminuzione, le differenze di cambio da conversione dei bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall’euro per 62 milioni di euro e gli utilizzi a fronte degli oneri sostenuti nel
periodo per 43 milioni di euro.
Il fondo rischi ambientali di 1.975 milioni di euro accoglie, prevalentemente, la stima degli oneri relativi a interventi ambientali
previsti da norme di legge e regolamenti nella Syndial SpA (1.331 milioni di euro), nel settore Refining & Marketing (377 milioni
di euro), nell’aggregato Corporate e società finanziarie in relazione alle garanzie rilasciate all’atto della cessione di partecipazioni
(119 milioni di euro) e nel settore Gas & Power (78 milioni di euro). Il decremento di 128 milioni di euro comprende utilizzi a
fronte degli oneri sostenuti nel periodo per 240 milioni di euro, relativi principalmente alla Syndial SpA (144 milioni di euro) e al
settore Refining & Marketing (69 milioni di euro), nuovi accantonamenti per 134 milioni di euro, relativi principalmente alla
Syndial SpA (49 milioni di euro) e al settore Refining & Marketing (43 milioni di euro) e utilizzi eccedenti per 1 milione di euro.
Il fondo riserva sinistri e premi compagnie di assicurazione di 645 milioni di euro accoglie gli oneri previsti a fronte dei sinistri assicurati dalla Padana Assicurazione SpA. Il decremento di 62 milioni di euro riguarda per 75 milioni di euro l’utilizzo della riserva
eccedente gli oneri da liquidare a fronte dei sinistri comunicati.
Il fondo rischi per contenziosi di 549 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. L’incremento di 15 milioni di euro comprende nuovi
accantonamenti per 38 milioni di euro, utilizzi a fronte degli oneri sostenuti nel periodo per 16 milioni di euro e utilizzi eccedenti per 14 milioni di euro.
Il fondo oneri relativi a revisione prezzi di vendita di 444 milioni di euro riguarda principalmente lo stanziamento 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 (367 milioni di euro). L’incremento di 123 milioni di euro comprende nuovi accantonamenti per 190 milioni di euro
e utilizzi a fronte degli oneri sostenuti nel periodo per 67 milioni di euro.
Il fondo per imposte di 223 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 (187 milioni di
euro). Il decremento di 86 milioni di euro comprende utilizzi a fronte degli oneri sostenuti nel periodo per 51 milioni di euro e
utilizzi eccedenti per 13 milioni di euro.
89
Il fondo dismissioni e ristrutturazioni di 199 milioni di euro accoglie principalmente gli oneri previsti dal settore Refining
& Marketing (162 milioni di euro) a fronte di siti e attività materiali dismessi.
Il fondo mutua assicurazione OIL di 127 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 utilizzo gas strategico di 114 milioni di euro riguarda il margine realizzato dalla Stoccaggi Gas Italia SpA dalla vendita e
dal riacquisto del gas strategico che dovrà essere restituito agli utenti.
Il fondo copertura perdite di imprese partecipate di 80 milioni di euro accoglie gli stanziamenti effettuati in sede di valutazione
delle partecipazioni a fronte di perdite eccedenti il patrimonio netto delle imprese partecipate. Il fondo riguarda essenzialmente
l’Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (32 milioni di euro), la Caspian Pipeline Consortium R - Closed Joint Stock Co (21
milioni di euro) e la Geopromtrans Llc (18 milioni di euro).
Il fondo per contratti onerosi di 64 milioni di euro si riferisce essenzialmente alla Syndial SpA (62 milioni di euro) 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 decremento di 16 milioni di euro comprende nuovi accantonamenti per 8 milioni di euro e utilizzi a fronte degli oneri
sostenuti nel periodo per 24 milioni di euro.
Il fondo operazioni e concorsi a premio di 20 milioni di euro accoglie gli oneri che il settore Refining & Marketing prevede di sostenere in relazione alle iniziative di promozione e incentivazione finalizzate allo sviluppo delle vendite rete destinate ai gestori, agli
autotrasportatori e agli automobilisti che si riforniscono presso le “Isole Fai da Te”. Il decremento di 32 milioni di euro comprende nuovi accantonamenti per 9 milioni di euro e utilizzi a fronte degli oneri sostenuti nel periodo per 41 milioni di euro.
21
TFR
Piani pensione esteri
Altri benefici
Valore
al 30.06.2006
(milioni di euro)
Valore
al 31.12.2005
I fondi per benefici riconosciuti ai dipendenti del Gruppo Eni riguardano indennità di fine rapporto di lavoro, piani pensione con
benefici commisurati prevalentemente alla retribuzione erogata nell’anno che precede il pensionamento e altri benefici.
I fondi per indennità di fine rapporto di lavoro riguardano essenzialmente il trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato
(“TFR”) disciplinato dalla legislazione italiana all’art. 2120 del codice civile. 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.
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.
Gli altri benefici riguardano essenzialmente il Fondo Integrativo Sanitario Dirigenti aziende Gruppo Eni (“FISDE”) e i premi di anzianità. L’ammontare della passività e del costo assistenziale relativi al FISDE vengono determinati con riferimento al contributo che
l’azienda versa a favore dei dirigenti pensionati. 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 di 1.040 milioni di euro (1.031 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue:
577
318
136
1.031
589
313
138
1.040
Il fondo per benefici ai dipendenti relativo ai piani pensione esteri di 313 milioni di euro (318 milioni di euro al 31 dicembre 2005)
comprende la passività di competenza dei partner in joint venture per attività di esplorazione e produzione per un ammontare di
130 e 124 milioni di euro rispettivamente al 31 dicembre 2005 e al 30 giugno 2006; a fronte di tale passività è stato iscritto un
credito di pari ammontare.
90
Il fondo relativo agli altri benefici di 138 milioni di euro (136 milioni di euro al 31 dicembre 2005) riguarda il FISDE per 100 milioni di euro e i premi di anzianità per 38 milioni di euro (rispettivamente 99 e 29 milioni di euro al 31 dicembre 2005).
22
Utilizzi
Altre
variazioni
Valore
al 30.06.2006
Accantonamenti
(milioni di euro)
Valore
al 31.12.2005
Le passività per imposte differite di 5.464 milioni di euro (4.890 milioni di euro al 31 dicembre 2005) sono indicate al netto delle attività per imposte anticipate compensabili.
4.890
836
(140)
(122)
5.464
Le altre variazioni di 122 milioni di euro comprendono differenze passive di cambio da conversione dei bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall’euro (222 milioni di euro) e gli utilizzi del fondo, in contropartita alle riserve di patrimonio netto, a seguito della valutazione al fair value degli strumenti finanziari (2 milioni di euro).
Le passività per imposte differite si analizzano come segue:
31.12.2005
(milioni di euro)
Imposte sul reddito differite
Imposte sul reddito anticipate compensabili
30.06.2006
8.237
(3.347)
4.890
(1.861)
3.029
Imposte sul reddito anticipate non compensabili
8.811
(3.347)
5.464
(1.801)
3.663
Passività nette per imposte differite
594
(114)
(191)
649
349
245
1.139
8.237
49
76
4
113
836
(1)
(16)
(9)
(9)
(140)
(22)
(222)
(1.096)
(1.038)
(868)
(64)
(4)
40
19
96
27
51
(839)
(160)
(1.207)
(5.208)
3.029
(180)
(5)
(26)
(279)
557
80
44
69
348
208
9
21
108
(114)
Valore
al 30.06.2006
5.855
Altre
variazioni
Differenze
cambio da
conversione
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
Utilizzi
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 31.12.2005
La natura delle differenze temporanee più significative che hanno determinato le passività nette per imposte differite è la seguente:
38
6.182
78
(35)
1
18
100
775
365
241
1.248
8.811
(1.056)
(1.048)
(725)
8
(71)
(49)
(5)
(117)
(17)
(1.010)
(161)
(1.148)
(5.148)
3.663
91
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 (235 milioni di euro).
23
Altre passività
Le altre passività di 377 milioni di euro (897 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Debiti per attività di investimento
Altri debiti
Altre passività
24
31.12.2005
30.06.2006
597
170
130
897
20
169
188
377
Patrimonio netto
(milioni di euro)
Snam Rete Gas SpA
Saipem SpA
Tigáz Tiszántúli Gázszolgáltató Részvénytársaság
Altre
Patrimonio
netto
Utile
dell’esercizio
Il risultato del periodo e il patrimonio netto di competenza di azionisti terzi sono riferiti alle seguenti imprese:
I semestre 2005
I semestre 2006
31.12.2005
30.06.2006
164
61
5
3
233
169
155
2
12
338
1.158
915
82
194
2.349
1.065
733
72
161
2.031
Il patrimonio netto di Eni di 37.832 milioni di euro (36.868 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizza come segue:
(milioni di euro)
Capitale sociale
Riserva legale
Riserva per differenze cambio da conversione
Riserva per acquisto di azioni proprie
Azioni proprie acquistate
Altre riserve
Utili relativi a esercizi precedenti
Acconto sui dividendi
31.12.2005
4.005
959
941
5.345
(4.216)
5.351
17.381
8.788
(1.686)
36.868
30.06.2006
4.005
959
(78)
7.329
(5.178)
133
25.387
5.275
37.832
Capitale sociale
Al 30 giugno 2006, 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 2005).
Il 25 maggio 2006 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 2005 di 0,45 euro per azione; il saldo del dividendo è stato messo in pagamento a partire dal 22 giugno 2006, con stacco cedola fissato al 19 giugno 2006.
92
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.
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.
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 7.329 milioni di euro (5.345 milioni di euro al 31 dicembre 2005) comprende
le azioni proprie acquistate.
Numero azioni al 31 dicembre 2005
- diritti esercitati
- diritti decaduti
Numero azioni al 30 giugno 2006
14.004.500
(1.129.000)
(94.500)
(1.223.500)
12.781.000
3.423.800
(210.500)
(12.900)
(223.400)
3.200.400
Totale
Stock grant
(milioni di euro)
Stock option
Azioni proprie acquistate
Le azioni proprie acquistate ammontano a 5.178 milioni di euro (4.216 milioni di euro al 31 dicembre 2005) e sono rappresentate da n. 318.643.829 azioni ordinarie Eni del valore nominale di 1 euro detenute dalla stessa Eni SpA (n. 278.013.975 azioni al
31 dicembre 2005). Le azioni proprie per 221 milioni di euro (237 milioni di euro al 31 dicembre 2005), rappresentate da
n. 15.981.400 azioni ordinarie (n. 17.428.300 azioni ordinarie al 31 dicembre 2005), sono al servizio dei piani di stock option 20022004 e 2005 (n. 12.781.000 azioni) e di stock grant 2003-2005 (n. 3.200.400 azioni). La diminuzione di n. 1.446.900 azioni si analizza come segue:
17.428.300
(1.339.500)
(107.400)
(1.446.900)
15.981.400
Al 30 giugno 2006 sono in essere impegni per l’assegnazione di n. 12.156.100 azioni a fronte dei piani di stock option e di
n. 2.903.800 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. 616.600 azioni), di 13,743 euro per le assegnazioni 2003 (n. 3.753.500 azioni), di 16,576 euro per le assegnazioni 2004
(n. 3.364.500 azioni) e di 22,512 euro per le assegnazioni 2005 (n. 4.421.500 azioni).
Informazioni sugli impegni assunti a fronte dei piani di stock option e stock grant sono fornite alla nota n. 27.
Altre riserve
Le altre riserve di 133 milioni di euro (5.351 milioni di euro al 31 dicembre 2005) comprendono la riserva per valutazione al fair
value dei titoli disponibili per la vendita e dei derivati cash flow hedge di 30 milioni di euro (35 milioni di euro al 31 dicembre
2005). Il decremento delle altre riserve di 5.218 milioni di euro è riferito essenzialmente alla riclassifica negli utili relativi a eser-
93
(milioni di euro)
Riserva al 1° gennaio 2005
Variazione dell’esercizio 2005
Riserva al 31 dicembre 2005
Variazione del I semestre 2006
Riserva al 30 giugno 2006
Riserva
Passività
lorda per imposte
differite
19
8
27
(7)
20
(6)
(2)
(8)
2
(6)
Riserva
netta
13
6
19
(5)
14
Riserva
Passività
lorda per imposte
differite
Totale
Titoli
disponibili
per la vendita
Derivati
di copertura
cash flow hedge
cizi precedenti della riserva disponibile di Eni SpA (5.219 milioni di euro). La valutazione al fair value dei titoli disponibili per la
vendita e dei derivati cash flow hedge si analizza come segue:
Riserva
netta
27
27
(11)
(11)
16
16
27
(11)
16
Riserva
Passività
lorda per imposte
differite
19
35
54
(7)
47
(6)
(13)
(19)
2
(17)
Riserva
netta
13
22
35
(5)
30
Riserve distribuibili
Il patrimonio netto di Eni al 30 giugno 2006 comprende riserve distribuibili per circa 29.700 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 (40 milioni di euro).
Risultato
di periodo
Patrimonio
netto
Prospetto di raccordo del risultato d’esercizio e del patrimonio netto di Eni SpA con quelli consolidati
(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
- rettifiche per uniformità dei principi contabili ed eliminazione
di rettifiche e accantonamenti di natura fiscale
- eliminazione di utili infragruppo
- imposte sul reddito differite e anticipate
- altre rettifiche
Interessi di terzi
Come da bilancio consolidato
94
I semestre 2005
I semestre 2006
31.12.2005
30.06.2006
4.117
5.455
26.872
28.973
145
115
13.701
13.287
1.902
1.038
(1.528)
(2.677)
849
98
39.217
(2.349)
36.868
(2.021)
(2.774)
1.178
182
39.863
(2.031)
37.832
(22)
(1)
661
(14)
(270)
(41)
4.576
(233)
4.343
287
(98)
(201)
56
5.613
(338)
5.275
25
Garanzie, impegni e rischi
Fidejussioni
(milioni di euro)
Imprese controllate consolidate
Imprese controllate non consolidate
Imprese a controllo congiunto e collegate
Altri
4
4.900
64
4.968
Altre
garanzie
personali
5.839
203
1.772
40
7.854
30.06.2006
31.12.2005
Garanzie
Le garanzie di 13.574 milioni di euro (12.862 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue:
Garanzie
reali
40
40
Totale
Fidejussioni
5.839
207
6.712
104
12.862
4
5.567
65
5.636
Altre
garanzie
personali
Garanzie
reali
Totale
5.917
203
1.766
52
7.938
5.917
207
7.333
117
13.574
Le fidejussioni e le altre garanzie personali prestate nell’interesse di imprese consolidate di 5.917 milioni di euro (5.839 milioni di
euro al 31 dicembre 2005) riguardano principalmente: (i) contratti autonomi rilasciati a terzi a fronte di partecipazioni a gare
d’appalto e rispetto degli accordi contrattuali per 3.227 milioni di euro (3.057 milioni di euro al 31 dicembre 2005), di cui 2.429
milioni di euro relativi al settore Ingegneria e Costruzioni (2.397 milioni di euro al 31 dicembre 2005); (ii) rimborso di crediti Iva
da parte dell’Amministrazione finanziaria per 1.386 milioni di euro (stesso importo al 31 dicembre 2005); (iii) rischi assicurativi
per 250 milioni di euro che Eni ha riassicurato (298 milioni di euro al 31 dicembre 2005). L’impegno effettivo a fronte delle suddette garanzie è di 5.615 milioni di euro (5.491 milioni di euro al 31 dicembre 2005).
Le fidejussioni e le altre garanzie personali prestate nell’interesse di imprese controllate non consolidate di 207 milioni di euro
(stesso importo al 31 dicembre 2005) riguardano contratti autonomi, lettere di patronage e altre garanzie personali rilasciati a
committenti per partecipazioni a gare d’appalto e per buona esecuzione dei lavori per 192 milioni di euro (165 milioni di euro al
31 dicembre 2005). L’impegno effettivo a fronte delle suddette garanzie è di 111 milioni di euro (145 milioni di euro al 31 dicembre 2005).
Le fidejussioni e le altre garanzie personali prestate nell’interesse di imprese a controllo congiunto e collegate di 7.333 milioni di
euro (6.712 milioni di euro al 31 dicembre 2005) riguardano principalmente: (i) la fidejussione di 5.561 milioni di euro (4.894
milioni di euro al 31 dicembre 2005) 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 (50,4% Eni); 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
1.239 milioni di euro (1.360 milioni di euro al 31 dicembre 2005), di cui 784 milioni di euro relativi al contratto autonomo rilasciato da Snam SpA (ora incorporata in Eni SpA) per conto di Blue Stream Pipeline Co BV (50% Eni) a favore del consorzio internazionale di banche che ha finanziato la società (844 milioni di euro al 31 dicembre 2005). Il decremento di 60 milioni di euro
del contratto autonomo rilasciato nell’interesse della Blue Stream Pipeline Co BV è dovuto a differenze 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 263 milioni di euro (274 milioni di euro al 31 dicembre 2005); (iv) garanzie di performance per 62 milioni di euro
(stesso importo al 31 dicembre 2005) rilasciate a favore di Unión Fenosa SA e nell’interesse di Unión Fenosa Gas SA (50% Eni) a
fronte degli impegni contrattuali connessi all’attività di gestione operativa di quest’ultima. L’impegno effettivo a fronte delle suddette garanzie è di 2.835 milioni di euro (2.938 milioni di euro al 31 dicembre 2005).
Le fidejussioni e le altre garanzie personali prestate nell’interesse di altri di 117 milioni di euro (104 milioni di euro al 31 dicembre 2005) riguardano essenzialmente garanzie rilasciate da Eni SpA 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 91 milioni di euro (92 milioni di euro al 31
dicembre 2005). L’impegno effettivo a fronte delle suddette garanzie è di 103 milioni di euro (75 milioni di euro al 31 dicembre
2005).
95
Impegni e rischi
Gli impegni e rischi di 1.318 milioni di euro (1.655 milioni di euro al 31 dicembre 2005) si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Impegni
Acquisto di beni
Altri
Rischi
31.12.2005
30.06.2006
219
220
439
1.216
1.655
5
220
225
1.093
1.318
Gli impegni di acquisto di beni di 5 milioni di euro diminuiscono di 214 milioni di euro. Il decremento è dovuto: (i) alla conclusione dell’operazione di collocamento di prodotti mobiliari della Sofid Sim SpA, costituiti da titoli di Stato accompagnati da un
contratto di scambio del tasso della cedola con un tasso variabile parametrato all’Euribor e della facoltà per l’investitore di rivendere in qualsiasi momento il prodotto alla società al valore nominale più gli interessi maturati (116 milioni di euro). L’operazione
si è conclusa il 1° gennaio 2006 con la scadenza dei titoli di Stato; (ii) all’acquisto dalla ESPI - Ente Siciliano per la Promozione
Industriale (in liquidazione) del 50% del capitale sociale della Siciliana Gas SpA e di n. 1 azione della Siciliana Gas Vendite SpA (98
milioni di euro).
Gli altri impegni di 220 milioni di euro (stesso importo al 31 dicembre 2005) 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 189 milioni di euro (193 milioni di euro al
31 dicembre 2005).
I rischi di 1.093 milioni di euro (1.216 milioni di euro al 31 dicembre 2005) riguardano principalmente rischi di custodia di beni
di terzi per 696 milioni di euro (794 milioni di euro al 31 dicembre 2005) e indennizzi relativi a impegni assunti per la cessione di
partecipazioni e rami aziendali per 377 milioni di euro (402 milioni di euro al 31 dicembre 2005).
Gestione dei rischi d’impresa
PREMESSA
I principali rischi, identificati e 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 a breve;
(iv) il rischio operation derivante dalla possibilità che si verifichino incidenti, malfunzionamenti, guasti, con danni alle persone e
all’ambiente e con riflessi sui risultati economico-finanziari;
(v) il rischio Paese nell’attività oil & gas.
RISCHIO MERCATO
Il rischio mercato comprende il rischio di cambio, il rischio di tasso d’interesse e il rischio commodity; la loro gestione è disciplinata da “Linee guida” e procedure che prevedono l’accentramento sostanziale delle funzioni di tesoreria in due distinte società
finanziarie operanti rispettivamente nel mercato nazionale e nei mercati esteri.
In particolare, sulla finanziaria operante nel mercato nazionale (Enifin) 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 Enifin assicura la negoziazione dei derivati di copertura.
Al fine di ridurre il rischio di mercato connesso a variazioni dei tassi di interesse, dei tassi di cambio e dei prezzi delle commodity,
Eni stipula contratti derivati finanziari e contratti derivati su merci con l’obiettivo di minimizzare l’esposizione al rischio di mercato. Eni non stipula contratti derivati con finalità speculative.
Il Consiglio di Amministrazione ha definito le “Linee guida sull’attività finanziaria” che prevedono la quantificazione da parte della
Direzione Finanza dei limiti massimi di rischio cambio e tasso di interesse assumibili dalle società finanziarie di Eni e la definizione delle caratteristiche dei soggetti idonei ad essere controparte.
96
La Direzione Finanza di Eni controlla il rispetto delle direttive impartite, nonché la coerenza tra gli indicatori utilizzati per la misurazione dei limiti massimi di rischio accettabile e le caratteristiche dei portafogli e delle condizioni di mercato. Alle società operative è indicato di adottare politiche valutarie finalizzate alla minimizzazione del rischio cambio.
Con riferimento ai rischi di tasso di interesse e di cambio, le metodologie di calcolo e le tecniche di misurazione utilizzate dalle
società finanziarie di Eni sono conformi alle raccomandazioni del Comitato di Basilea per la Vigilanza Bancaria, ma i limiti massimi di rischio accettabile, definiti in termini di Valore a Rischio (VaR), sono sensibilmente più bassi rispetto a quelli raccomandati.
Relativamente al rischio commodity, con le “Linee guida sulla gestione del rischio commodity”, Eni ha posto dei limiti massimi al
rischio di prezzo derivante dall’attività commerciale. Le funzioni di indirizzo in tale ambito sono affidate a un “Commodity Risk
Assessment Team”, mentre alla Direzione Finanza è affidato il controllo del rispetto dei limiti, nonché lo sviluppo e l’adeguamento
della metodologia.
RISCHIO DI CAMBIO
L’esposizione al rischio di variazioni dei tassi di cambio deriva dall’operatività dell’impresa in monete diverse dall’euro (in particolare il dollaro USA) e dallo sfasamento temporale tra la rilevazione per competenza dei ricavi e dei costi denominati in moneta diversa da quella funzionale e la loro realizzazione finanziaria (rischio cambio di transazione). In generale, un apprezzamento
del dollaro USA rispetto all’euro ha un effetto positivo sull’utile operativo del Gruppo e viceversa.
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.
RISCHIO COMMODITY
I risultati di Eni 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.
RISCHIO CREDITO
Il rischio credito rappresenta l’esposizione di Eni a potenziali perdite derivanti dal mancato adempimento delle obbligazioni
assunte dalla controparte. Il rischio credito connesso al normale svolgimento delle operazioni commerciali è monitorato dalle
unità di business sulla base di procedure formalizzate di valutazione e di affidamento dei partner commerciali. Le società finanziarie di Eni adottano le linee guida definite dalla Direzione Finanza di Eni sulle caratteristiche dei soggetti idonei a essere controparte nei contratti di impiego di disponibilità e di utilizzo di strumenti finanziari, inclusi gli strumenti derivati. Eni non ha avuto
casi significativi di mancato adempimento della controparte. Al 30 giugno 2006 non vi sono concentrazioni significative di rischio
credito.
RISCHIO LIQUIDITÀ
Il rischio liquidità rappresenta il rischio che le risorse finanziarie disponibili possano essere insufficienti a coprire le obbligazioni
in scadenza. Allo stato attuale, Eni ritiene, attraverso la generazione di flussi di cassa, l’ampia diversificazione delle fonti di finanziamento e la disponibilità di linee di credito committed e uncommitted, di avere accesso a fonti di finanziamento sufficienti a soddisfare i fabbisogni finanziari programmati.
RISCHIO OPERATION
Le attività di Eni comportano per loro natura rischi industriali e ambientali e sono soggette nella maggior parte dei Paesi in cui Eni
opera a leggi e regolamenti per la tutela dell’ambiente e la sicurezza industriale. Ad esempio, in Europa Eni possiede e gestisce
impianti industriali, quali raffinerie e complessi petrolchimici, che presentano rischi elevati di incidenti e per i quali Eni ha adottato norme e standard di comportamento che soddisfano i criteri della “Direttiva Seveso II” dell’Unione Europea.
L’ampio spettro di attività di Eni comporta una vasta gamma di rischi operativi come esplosioni, incendi, emissioni di gas nocivi,
fuoriuscite di prodotti tossici, produzione di rifiuti non biodegradabili.
Tali eventi possono danneggiare o distruggere i pozzi e le loro attrezzature, recare danni alle persone o all’ambiente circostante.
Inoltre, poiché le attività di ricerca e produzione possono avvenire in zone ecologicamente sensibili, ciascun sito richiede un
approccio specifico per ridurre al minimo l’impatto sull’ecosistema interessato, sulla biodiversità e sulla salute umana.
Eni ha adottato i migliori standard per la valutazione e la gestione dei rischi industriali e ambientali, conformando il proprio comportamento alle best practice dell’industria. Le unità di business nello sviluppo e nella gestione dell’attività, oltre ad applicare le
leggi e i regolamenti dei Paesi in cui operano, valutano i rischi industriali e ambientali mediante procedure specifiche.
97
Nel 2003 è stato introdotto il Modello di Sistema di Gestione (MSG), procedura quadro applicata in tutte le unità operative, basato su un ciclo annuale di pianificazione, attuazione, controllo, riesame dei risultati e definizione dei nuovi obiettivi. Il modello 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. Al 31 dicembre 2005 sono
stati svolti sei audit di sistema e quattro sono in programma nel corso del 2006.
Le eventuali emergenze ambientali sono gestite dalle unità di business a livello di sito, con una propria organizzazione che dispone, per ciascun possibile scenario, del piano di risposta con le azioni che occorre attivare per limitare i danni, nonché le posizioni
che devono assicurarle.
Eni è dotata di due sale emergenze (a Milano e a Roma) con sistemi informatici che raccolgono, su cartografia georeferenziata,
tutti i dati relativi ai siti e alla logistica. Eni, oltre a disporre di una propria capacità di risposta con attrezzature sia proprie sia di
terzi, ha attivato una serie di collaborazioni internazionali con l’obiettivo di migliorare la capacità di intervento in tutte le aree ove
opera.
Nel 2005 ha impiegato oltre 2.000 unità equivalenti a tempo pieno, nell’ambito della attività HSE, nella prevenzione dei rischi
ambientali, nella sicurezza e nella salute.
RISCHIO PAESE
Una parte notevole delle riserve di idrocarburi di Eni è localizzata in Paesi al di fuori dell’Unione Europea e dell’America
Settentrionale, alcuni dei quali possono essere meno stabili dal punto di vista politico ed economico rispetto ai Paesi dell’Unione
Europea o dell’America Settentrionale.
Al 31 dicembre 2005 circa il 73% delle riserve certe di idrocarburi di Eni era localizzato in tali Paesi. Inoltre, una parte notevole
degli approvvigionamenti di gas di Eni proviene da Paesi al di fuori dell’Unione Europea o dell’America Settentrionale; nel 2005
circa il 60% delle forniture di gas naturale di Eni proveniva da questi Paesi. Evoluzioni negative del quadro politico ed economico
di questi Paesi possono compromettere in modo temporaneo o permanente la capacità di Eni di operare o di operare in condizioni economiche, nonché di assicurarsi l’accesso alle riserve di idrocarburi.
Eni monitora costantemente i rischi di natura politica, sociale ed economica dei circa 100 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
appropriate linee guida di gestione del rischio che Eni ha definito nella procedura “Project risk assessment and management”.
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 dei fondi rischi esistenti, 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
indicato nel bilancio 2005, 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.
Ambiente
ENI SPA
Nel 2000 la Procura della Repubblica di Gela ha promosso un’indagine in relazione ad asserite emissioni provocate da diversi
impianti della Raffineria di Gela che avrebbero causato effetti nocivi alla salute di cittadini di Gela, nonché per non avere dichiarato tali emissioni in violazione del DPR n. 203/1988. L’indagine è sfociata in un decreto di citazione a giudizio per fatti avvenuti
dal 1997. Si sono costituiti parte civile il Comune di Gela, la Provincia di Caltanissetta e altri, con richiesta di risarcimento danni
di complessivi 878 milioni di euro. Con sentenza n. 392 in data 3 luglio 2006 il Tribunale di Gela ha dichiarato di non doversi procedere poiché i reati si sono estinti per intervenuta prescrizione.
In relazione a indagini giudiziarie sul fenomeno della subsidenza eventualmente imputabile alle attività minerarie, il 21 maggio
2004 il Nucleo Operativo Ecologico dei Carabinieri di Venezia, in esecuzione del provvedimento del Giudice dell’udienza preliminare presso il Tribunale di Rovigo, ha posto sotto sequestro preventivo i giacimenti Dosso degli Angeli, Angela/Angelina - Ravenna
Mare Sud e le piattaforme e i pozzi ivi esistenti. Il 10 giugno 2004, su ricorso della difesa, il Tribunale del riesame di Rovigo ha ordi-
98
nato il dissequestro dei giacimenti Angela/Angelina - Ravenna Mare Sud e delle piattaforme e pozzi ivi esistenti, decisione confermata il 10 marzo 2005 dalla Corte di Cassazione. Eni ritiene di avere sempre agito nel rispetto delle leggi munita delle necessarie autorizzazioni. Tenuto conto dei rilievi dei consulenti della Procura della Repubblica presso il Tribunale di Rovigo, da cui traggono origine le richieste di sequestro, Eni ha costituito una commissione scientifica, indipendente e interdisciplinare, presieduta
dal prof. Enzo Boschi, professore ordinario di sismologia presso l’Università degli Studi di Bologna e presidente dell’Istituto nazionale di geofisica e vulcanologia, e composta dai maggiori esperti internazionali di subsidenza derivante dall’estrazione di idrocarburi, con il compito di verificare la misura, gli effetti e gli eventuali strumenti più opportuni per neutralizzare o ridurre quei fenomeni che fossero imputabili all’estrazione di idrocarburi da parte di Eni nel ravennate e nel Nord Adriatico sia a terra sia a mare.
La Commissione ha prodotto uno studio dal quale risulta che non sono ipotizzabili pericoli per la pubblica incolumità o danni
all’ambiente né constano a livello mondiale incidenti concernenti la pubblica incolumità originati dalla subsidenza indotta dalla
produzione di idrocarburi. Lo studio inoltre evidenzia che Eni utilizza le più avanzate tecniche esistenti per la previsione, la misurazione e il controllo del suolo. Il procedimento è in fase di dibattimento di primo grado e, in data 11 maggio 2006, il Tribunale
ha autorizzato la costituzione di parte civile di Regione Veneto, Ente Parco delta del Po, Provincia di Ferrara, di Venezia, Comune
di Venezia, Comune di Comacchio, Provincia di Rovigo, più due soggetti privati. A sua volta, Eni si è costituita per potersi difendere come preteso responsabile civile. Inoltre, su istanza di competenza funzionale, il Tribunale ha deciso di trasferire il processo al
Tribunale monocratico di Adria derubricando il principale capo di imputazione da disastro ambientale, che non si sarebbe quindi
verificato, a pericolo di disastro. L’udienza davanti al Tribunale monocratico di Adria è fissata per il 31 ottobre 2006.
ENIPOWER SPA
Nell’autunno 2004 la Procura della Repubblica di Rovigo ha aperto un’indagine per reati asseritamente consumati in Loreo relativi ad attività di gestione di rifiuti non autorizzata in riferimento a terreni di scavo per la nuova centrale di Mantova di EniPower.
Il Pubblico Ministero ha richiesto il rinvio a giudizio dell’Amministratore Delegato di EniPower e del Responsabile di Stabilimento
Enipower dell’epoca. L’udienza preliminare è fissata per novembre 2006.
POLIMERI EUROPA SPA
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 sentenza è stata
impugnata.
Altri procedimenti giudiziari o arbitrali
ENI SPA
PROVVEDIMENTO DELL’AUTORITÀ GARANTE DELLA CONCORRENZA E DEL MERCATO SUI RIFORNIMENTI DI 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 e messa 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.
Il 9 maggio 2006 si è tenuta l’audizione finale. 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. È in fase di predisposizione il ricorso avverso il provvedimento avanti il TAR per il Lazio.
TRANS TUNISIAN PIPELINE CO LTD (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 sanzio-
99
ne amministrativa di 390 milioni di euro ridotti a 290 milioni in considerazione dell’impegno di Eni di attuare certe misure proconcorrenziali, tra le quali in particolare il potenziamento del gasdotto in questione (v. Informazioni sulla gestione - Gas & Power
- Potenziamento dei gasdotti di importazione; per ulteriori informazioni sul contenzioso si rinvia al Bilancio consolidato 2005 Relazione sulla gestione - Andamento operativo - Gas & Power - Regolamentazione - Interventi dell’Autorità garante della concorrenza e del mercato e dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas - TTPC). A fronte di questo contenzioso Eni ha stanziato un
fondo pari all’importo della sanzione. L’udienza per la discussione del ricorso è fissata per la data del 22 novembre 2006.
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. 37/2006, 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 erogazione di sanzioni amministrative pecuniarie in relazione all’utilizzo eccessivo della capacità di stoccaggio conferite per gli anni di stoccaggio 2004-2005 e 2005-2006. Il provvedimento conclusivo della fase istruttoria con l’eventuale irrogazione di sanzioni è atteso entro il corrente anno.
Contenziosi chiusi
Ambiente
SYNDIAL SPA (EX ENICHEM SPA)
Con procedimento penale aperto nel 1997 avanti il Tribunale di Venezia sono state contestate imputazioni connesse alla gestione di impianti di Porto Marghera dai primi anni ‘70 al 1995 e ai presunti danni alla salute e all’ambiente che ne sarebbero derivati. Con sentenza del 2 novembre 2001 il Tribunale di Venezia ha assolto con formula piena tutti gli imputati. Avverso la sentenza
assolutoria hanno presentato appello il Pubblico Ministero, l’Avvocatura dello Stato per il Ministero dell’ambiente e per la
Presidenza del Consiglio, 5 enti pubblici territoriali, 12 associazioni ed enti e 48 persone fisiche. Con sentenza del 15 dicembre
2004 la Corte di Appello di Venezia ha sostanzialmente confermato la sentenza di primo grado riformandone solo alcuni punti
marginali. Per quanto riguarda alcuni imputati di Eni e di Syndial la Corte di Appello ha dichiarato di non doversi procedere per
intervenuta prescrizione in ordine ad alcune contravvenzioni al DPR 962/1973 (legge su Venezia) e in ordine al reato di cui all’art.
437, 1° comma codice penale, confermando per tutto il resto la sentenza di assoluzione del Tribunale di Venezia. Tutte le parti
hanno proposto ricorso per Cassazione che con sentenza pronunciata il 19 maggio 2006 ha sostanzialmente confermato le sentenza della Corte di Appello di Venezia. Nel gennaio 2006 Eni e Syndial hanno sottoscritto con la Presidenza del Consiglio e il
Ministero dell’ambiente un accordo transattivo con il quale, fra l’altro, a fronte del pagamento di 40 milioni di euro, la Presidenza
del Consiglio e il Ministero dell’ambiente rinunciano al ricorso per Cassazione proposto, si impegnano a revocare la costituzione
di parte civile nel processo de quo, rinunciando a qualsiasi pretesa di risarcimento del danno ambientale per i fatti relativi alla
gestione del Petrolchimico di Porto Marghera fino alla data di sottoscrizione dell’accordo. L’ammontare versato trova copertura
nell’apposito fondo rischi.
Fiscale
ENI DACIÓN BV
Nell’agosto 2005 l’Amministrazione finanziaria della Repubblica del Venezuela ha notificato alla filiale locale di Eni Dación BV
quattro avvisi di accertamento preliminari relativi all’imposta sul reddito degli esercizi 2001, 2002, 2003 e 2004 che negando la
deducibilità di alcuni costi: (i) azzeravano le perdite dichiarate per tali esercizi di complessivi 910 miliardi di bolivares (425 milioni di dollari USA); (ii) determinavano per gli stessi esercizi un reddito imponibile di complessivi 115 miliardi di bolivares (54 milioni di dollari USA); (iii) contestavano un’imposta dovuta di 52 miliardi di bolivares (24 milioni di dollari USA) determinata con l’aliquota del 50% invece che con quella del 34% applicata da tutte le società che svolgono la stessa attività di Eni Dación BV. Avendo
natura preliminare, gli accertamenti non contenevano la determinazione delle sanzioni e degli interessi di mora. In particolare
veniva negata integralmente la deducibilità: (i) degli interessi corrisposti ad altre società del Gruppo che hanno erogato finanziamenti denominati in dollari USA; (ii) delle perdite su cambio iscritte in bilancio relativamente a tali finanziamenti originate dalla
progressiva svalutazione della moneta venezuelana. La società ha presentato un ricorso amministrativo per chiedere l’annullamento degli accertamenti preliminari e Eni ha effettuato uno stanziamento a fondo rischi. Il ricorso è stato respinto nell’aprile
2006 dall’Amministrazione finanziaria attraverso l’emissione degli avvisi di accertamento definitivi i quali: (i) confermano in
sostanza le voci contestate, sebbene con una riduzione delle imposte a un importo pari a 39 miliardi di bolivares (18 milioni di
100
dollari USA); (ii) applicano sanzioni amministrative per 84 miliardi di bolivares (39 milioni di dollari USA); (iii) determinando interessi di mora per 25 miliardi di bolivares (12 milioni di dollari USA). Eni Dación BV ha presentato istanza di autotutela ancor prima
della scadenza dei termini per adire l’autorità giudiziaria, ottenendo un’ulteriore riduzione degli importi accertati dai complessivi 148 miliardi di bolivares (69 milioni di dollari USA) notificati a 52 miliardi di bolivares (24 milioni di dollari USA) comprensivi
di imposte per 12,5 miliardi di bolivares (6 milioni di dollari USA) e di sanzioni e interessi di mora per complessivi 39,5 miliardi di
bolivares (18 milioni di dollari USA). Ai fini di evitare ulteriori oneri derivanti dall’incrementarsi delle sanzioni e degli interessi contestati, Eni Dación BV ha pagato la totalità degli importi accertati nel maggio 2006, chiudendo così il contenzioso fiscale.
Successivamente Eni Dación BV ha presentato una dichiarazione dei redditi integrativa per l’esercizio 2005, considerando le
nuove basi imponibili per gli esercizi 2001-2004 come da accertamenti e pagando imposte sui redditi per 128 miliardi di bolivares (60 milioni di dollari USA) nonché sanzioni e interessi per complessivi 4,4 miliardi di bolivares (2 milioni di dollari USA).
Altri impegni e rischi
Gli impegni derivanti dai contratti di approvvigionamento di gas naturale di lungo termine stipulati da Eni sono indicati nelle
“Informazioni sulla gestione - Andamento operativo - Settore Gas & Power - Approvvigionamenti di gas naturale” e si considerano parte integrante delle presenti note.
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 4.462 milioni di
euro (5.052 milioni di euro al 31 dicembre 2005).
Con effetto dal 1° aprile 2006 la compagnia petrolifera di Stato venezuelano Petróleos de Venezuela SA (PDVSA) ha comunicato
a Eni Dación BV che il contratto di servizio relativo alle attività minerarie dell’area di Dación si deve intendere risolto.
Conseguentemente da tale data la conduzione delle attività è stata assunta da PDVSA. Eni ha offerto la disponibilità a un accordo
circa l’indennizzo dovuto a seguito della risoluzione unilaterale del contratto. In caso di insuccesso delle trattative Eni valuterà
ogni azione da intraprendere a difesa dei propri interessi in Venezuela. In particolare sulla base dei pareri dei propri consulenti
legali Eni ritiene di aver diritto a un indennizzo corrispondente al valore di mercato del contratto di servizio terminato da PDVSA.
Tale valore secondo le valutazioni interne della società e di esperti indipendenti risulta non inferiore al valore di libro dell’asset
(pari a 654 milioni di euro) che conseguentemente non è stato oggetto di svalutazione. Nell’esercizio 2005 e nel primo trimestre
2006, la produzione giornaliera del campo di Dación è stata di circa 60 mila barili. Al 31 dicembre 2005, le riserve certe di Dación
iscritte a libro erano 175 milioni di barili.
Lo Stato algerino ha in corso una riforma della fiscalità delle imprese petrolifere che, per la parte già in vigore, non modifica direttamente il regime fiscale dei contratti esistenti (Production Sharing Agreement - “PSA”) di cui sono parti le compagnie straniere presenti nel Paese. Tuttavia la compagnia di Stato Sonatrach ha chiesto a Eni e agli operatori delle joint venture di cui Eni fa parte la
rinegoziazione dei termini dei PSA tra essi esistenti, motivandola con la necessità di ricondurre tali contratti all’equilibrio economico originario che Sonatrach ritiene sia stato modificato a suo danno a seguito dell’introduzione a suo carico di nuovi oneri fiscali. L’esito di tali negoziazioni non è al momento prevedibile. Inoltre il Governo algerino ha di recente approvato una proposta di
modifica dell’attuale legge petrolifera che prevede, tra l’altro, l’introduzione a carico delle compagnie straniere firmatarie degli
esistenti PSA di un’imposta aggiuntiva applicabile nel caso in cui le quotazioni del petrolio superino i 30 dollari USA per barile. La
proposta di legge dovrà essere approvata dal Parlamento ed essere poi dettagliata tramite successivi decreti di attuazione. Non è
quindi al momento possibile una stima degli eventuali maggiori oneri tributari.
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 262 milioni di euro (282 milioni di euro al 31 dicembre 2005) 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.
101
Regolamentazione in materia ambientale
Per l’impatto che le normative in materia ambientale possono avere nelle attività di Eni nulla di significativo si è modificato rispetto a quanto indicato nel bilancio consolidato al 31 dicembre 2005.
Emission trading
La legge n. 316 del 30 dicembre 2004, di conversione del decreto legge n. 273/2004, ha recepito la direttiva 2003/87/CE istitutiva di un sistema per lo scambio di permessi di emissione dei gas a effetto serra nella Comunità (Emission trading). 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, classificati secondo quanto previsto dal decreto, dei
permessi di emissione per il periodo 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). Nell’esercizio 2005 le emissioni di anidride carbonica
delle installazioni di Eni incluse nel decreto sono risultate inferiori rispetto ai permessi di emissione assegnati.
26
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 2005
I semestre 2006
33.703
398
34.101
43.668
655
44.323
I semestre 2005
I semestre 2006
6.872
1.027
52
665
632
9.248
6.814
1.442
57
641
735
9.689
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 in conto permuta di altri beni
Prestazioni fatturate a partner per attività in joint venture
Vendite a gestori di impianti stradali per consegne fatturate a titolari di carte di credito
I ricavi netti della gestione caratteristica sono analizzati per settore di attività e per area geografica di destinazione alla nota n. 32
“Informazioni per settore di attività e per area geografica”.
102
Gli altri ricavi e proventi si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Plusvalenze da vendite di attività materiali e immateriali
Locazioni e affitti di azienda
Penalità contrattuali e altri proventi relativi a rapporti commerciali
Risarcimento danni
Altri proventi (*)
I semestre 2005
I semestre 2006
11
48
25
41
192
317
72
46
25
4
225
372
(*) Di ammontare unitario inferiore a 25 milioni di euro.
27
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”.
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 2005
I semestre 2006
16.210
4.204
948
503
465
22.330
22.808
4.906
932
479
586
29.711
(337)
21.993
(328)
29.383
I costi per servizi comprendono compensi d’intermediazione per 10 milioni di euro (6 milioni di euro nel primo semestre 2005).
I costi di ricerca e sviluppo che non soddisfano le condizioni stabilite per la loro rilevazione all’attivo patrimoniale ammontano a
99 milioni di euro (94 milioni di euro nel primo semestre 2005).
I costi per godimento di beni di terzi comprendono royalties su prodotti petroliferi estratti per 456 milioni di euro (433 milioni di
euro nel primo semestre 2005).
Gli accantonamenti ai fondi per rischi e oneri al netto degli utilizzi per eccedenza riguardano in particolare il fondo oneri relativi
a revisione prezzi di vendita per 190 milioni di euro, il fondo rischi ambientali per 133 milioni di euro (65 milioni di euro nel primo
semestre 2005), il fondo utilizzo gas strategico per 114 milioni di euro, il fondo rischi per contenziosi per 24 milioni di euro (58
milioni di euro nel primo semestre 2005) e utilizzi per eccedenza del fondo riserva sinistri e premi delle compagnie di assicurazione per 75 milioni di euro (170 milioni di euro di accantonamento nel primo semestre 2006).
103
Costo lavoro
Il costo lavoro si analizza come segue:
(milioni di euro)
Salari e stipendi
Oneri sociali
Oneri per programmi a benefici definiti
Altri costi
a dedurre:
I semestre 2005
I semestre 2006
1.205
331
95
78
1.709
1.294
328
124
84
1.830
(75)
1.634
(94)
1.736
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 2005 non hanno subìto variazioni significative. Al 30 giugno 2006 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 2005
I semestre 2006
1.746
10.651
34.866
24.185
71.448
1.736
10.817
34.574
25.167
72.294
Il numero medio dei dipendenti è calcolato come semisomma dei dipendenti all’inizio e alla fine del periodo. Il numero medio
dei dirigenti comprende i manager assunti e operanti all’estero la cui posizione organizzativa è assimilabile alla qualifica di dirigente.
Gli ammortamenti e svalutazioni si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Ammortamenti:
- attività materiali
- attività immateriali
Svalutazioni:
- attività materiali
- attività immateriali
a dedurre:
104
I semestre 2005
I semestre 2006
2.107
365
2.472
2.346
502
2.848
156
3
159
141
47
188
(1)
2.630
(2)
3.034
28
I proventi (oneri) finanziari si analizzano come segue:
(milioni di euro)
I semestre 2005
Proventi (oneri) netti su contratti derivati
Proventi da crediti finanziari
Interessi attivi (passivi) netti verso banche
Oneri finanziari imputati all’attivo patrimoniale
Proventi netti su titoli
Interessi su crediti di imposta
Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo (1)
Interessi e altri oneri su prestiti obbligazionari
Differenze attive (passive) nette di cambio
Altri proventi (oneri) netti
I semestre 2006
(375)
59
(29)
89
16
7
(53)
(131)
229
(20)
(208)
334
45
22
48
11
7
(45)
(138)
(143)
10
151
(1) La voce riguarda l’incremento dei fondi per rischi e oneri che sono indicati, a un valore attualizzato, nelle passività non correnti del bilancio.
I proventi (oneri) netti su contratti derivati si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Contratti su valute
Contratti su merci
I semestre 2005
I semestre 2006
(260)
(65)
(50)
(375)
248
89
(3)
334
L’incremento dei proventi (oneri) su contratti derivati di 709 milioni di euro deriva principalmente dall’applicazione dello IAS 39
che comporta per Eni la valutazione al fair value dei contratti derivati con iscrizione degli effetti a conto economico anziché correlarli alle attività, passività e impegni perché questi contratti non soddisfano le condizioni formali per essere qualificati come di
copertura ai fini IFRS. Anche il decremento delle differenze attive (passive) nette di cambio di 372 milioni di euro deriva principalmente dall’applicazione dello IAS 39 perché gli effetti dell’adeguamento al cambio di fine periodo delle attività e passività in
moneta diversa da quella funzionale non vengono contabilmente compensati dall’adeguamento al cambio di fine periodo degli
impegni per contratti derivati.
29
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
I semestre 2005
I semestre 2006
379
(15)
364
457
(77)
380
L’analisi delle plusvalenze e minusvalenze delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto è indicata alla nota
n. 11 “Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto”.
105
Altri proventi/oneri su partecipazioni
Gli altri proventi/oneri su partecipazioni si analizzano come segue:
(milioni di euro)
Dividendi
Plusvalenze da vendite
Minusvalenze da vendite
Altri proventi (oneri) netti
I semestre 2005
17
17
(7)
22
49
I semestre 2006
57
25
5
87
Le plusvalenze da vendite di 25 milioni di euro riguardano principalmente la vendita della Fiorentina Gas SpA e della Toscana Gas
SpA (17 milioni di euro).
30
Imposte sul reddito
Le imposte sul reddito si analizzano come segue:
(milioni di euro)
I semestre 2005
I semestre 2006
807
2.309
3.116
1.079
3.703
4.782
446
228
674
3.790
217
548
765
5.547
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 49,7% (45,3% nel primo semestre 2005) a fronte dell’incidenza fiscale teorica del 37,7% (37,8% nel primo semestre 2005) 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.
106
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
31
I semestre 2005
I semestre 2006
37,8
37,7
7,8
(0,4)
0,1
7,5
45,3
11,5
(0,2)
0,7
12,0
49,7
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 3.765.702.489 e di 3.713.337.496 rispettivamente nel primo semestre 2005 e 2006.
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 essere emesse.
Al 30 giugno 2005 e 2006 le azioni che potenzialmente potrebbero essere emesse riguardano esclusivamente le azioni assegnate 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 3.769.218.779 e di 3.717.167.774 rispettivamente nel primo semestre 2005 e 2006.
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:
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 per azione semplice
Utile per azione diluito
(milioni di euro)
I semestre 2005
I semestre 2006
3.765.702.489
1.452.613
2.063.677
3.769.218.779
4.343
1,15
1,15
3.713.337.496
1.762.609
2.067.669
3.717.167.774
5.275
1,42
1,42
107
32
Informazioni per settore di attività e per area geografica
2.999
(326)
2.673
216
2.633
(382)
2.251
112
Corporate
e società
finanziarie
Altre attività
Ingegneria
e Costruzioni
Petrolchimica
Refining
& Marketing
14.747
(479)
14.268
865
439
(288)
151
(259)
562
(440)
122
(211)
(66)
34.101
8.161
16
1.824
83
344
110
232
7
77
11
85
54
17
222
51
503
2.630
27.418
208
19.192
88
10.165
1
2.808
67
4.936
526
1.377
364
66.422
287
5.718
1.931
3.412
841
4.613
17
610
379
2.973
30
1.810
1.966
3.485
21.102
2.220
521
216
52
137
8
52
3.206
14.459
(9.623)
4.836
8.398
14.933
(377)
14.556
1.907
19.446
(628)
18.818
455
3.340
(321)
3.019
69
3.080
(311)
2.769
211
(1)
87
465
(290)
175
(216)
605
(455)
150
(142)
(140)
44.323
10.542
58
8
(71)
37
(2)
479
3.034
(65)
1.251
(673)
380
70.805
143
2.252
255
371
76
220
19
61
26
28.294
268
20.339
94
12.329
1
2.933
57
5.939
267
6.874
2.257
5.024
937
5.518
18
646
360
3.419
47
1.900
2.170
3.886
25.551
2.114
410
232
34
224
14
26
3.054
(a) Prima dell’eliminazione dei ricavi infrasettori.
(b) Comprendono le attività connesse al risultato operativo.
(c) Comprendono le passività connesse al risultato operativo.
108
11.162
(245)
10.917
2.155
Totale
10.054
(6.335)
3.719
5.349
Elisioni
I semestre 2005
Ricavi netti
della gestione caratteristica (a)
a dedurre: ricavi infrasettori
Ricavi da terzi
Risultato operativo
Accantonamenti netti ai fondi
per rischi e oneri
Effetto valutazione con il metodo
del patrimonio netto
Attività direttamente attribuibili (b)
Passività direttamente attribuibili (c)
Investimenti in attività materiali
e immateriali
I semestre 2006
Ricavi netti
della gestione caratteristica (a)
a dedurre: ricavi infrasettori
Ricavi da terzi
Risultato operativo
Accantonamenti netti ai fondi
per rischi e oneri
Effetto valutazione con il metodo
Attività direttamente attribuibili (b)
Passività direttamente attribuibili (c)
Investimenti in attività materiali
e immateriali
Gas & Power
(milioni di euro)
Exploration
& Production
Informazioni per settore di attività
(1)
393
I ricavi infrasettore sono conseguiti applicando condizioni di mercato.
Informazioni per area geografica
Resto
dell’Europa
Americhe
Asia
Africa
Altre aree
Totale
I semestre 2005
Attività direttamente attribuibili (a)
Investimenti in immobilizzazioni
materiali e immateriali
I semestre 2006
Attività direttamente attribuibili (a)
Investimenti in immobilizzazioni
materiali e immateriali
Resto
dell’Unione
Europea
(milioni di euro)
Italia
ATTIVITÀ DIRETTAMENTE ATTRIBUIBILI E INVESTIMENTI PER AREA GEOGRAFICA DI LOCALIZZAZIONE
34.474
8.107
2.773
2.338
5.356
12.805
569
66.422
996
212
189
147
618
1.008
36
3.206
35.039
9.755
3.113
2.958
6.079
13.274
587
70.805
876
336
162
276
481
900
23
3.054
(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
33
I semestre 2005
I semestre 2006
15.550
9.324
2.026
2.487
2.062
2.566
86
34.101
19.915
11.492
3.662
2.470
2.877
3.495
412
44.323
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 dell’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 2006” 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.
109
Rapporti commerciali e diversi
I rapporti commerciali e diversi del primo semestre 2005 sono di seguito analizzati:
Denominazione
ASG Scarl
Azienda Energia e Servizi Torino SpA
Bayernoil Raffineriegesellschaft mbH
Bernhard Rosa Inh. Ingeborg Ploechinger GmbH
Blue Stream Pipeline Co BV
Bronberger & Kessler Handelsgesellschaft U. Gilg
Cam Petroli Srl
CEPAV (Consorzio Eni per l’Alta Velocità) Uno
Eni Gas BV
Eni Oil Co Ltd
Gasversorgung Süddeutschland GmbH
Gruppo Distribuzione Petroli Srl
Karachaganak Petroleum Operating BV
Modena Scarl
Petrobel Belayim Petroleum Co
Promgas SpA
Raffineria di Milazzo ScpA
Rodano Consortile Scarl
RPCO Enterprise 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.
110
I semestre
2005
30.06.2005
(milioni di euro)
Crediti
Debiti
Garanzie
14
1
77
6
161
64
12
46
11
44
140
35
Costi
Beni
75
2
5
2
Beni
Servizi
92
37
405
1
1
1
57
93
2
66
281
133
120
4.894
6
10
76
5
9
34
2
Ricavi
Servizi
26
225
1
22
56
36
38
15
88
10
11
19
62
33
111
40
134
93
42
1
147
42
1
4
5
53
42
17
34
107
4
62
12
4
1
63
505
41
870
1
24
68
69
574
6
30
900
21
124
45
190
764
1
12
13
913
71
45
62
76
5.196
161
10
171
5.367
5.367
2
12
32
319
97
1.213
3
9
1
4
323
6
15
1.228
1
1
864
3
11
272
3
3
22
25
1.253
125
413
44
582
1.446
168
5
173
445
3
326
16
73
863
19
261
8
I rapporti commerciali e diversi del primo semestre 2006 sono di seguito analizzati:
Denominazione
ASG Scarl
Azienda Energia e Servizi Torino SpA
Bayernoil Raffineriegesellschaft mbH
Bernhard Rosa Inh. Ingeborg Ploechinger GmbH
Bronberger & Kessler Handelsgesellschaft U. Gilg
Cam Petroli Srl
CEPAV (Consorzio Eni per l’Alta Velocità) Uno
Eni Gas BV
Eni Oil Co Ltd
Fox Energy Srl
Gasversorgung Süddeutschland GmbH
Karachaganak Petroleum Operating BV
Mangrove Gas Netherlands BV
Modena Scarl
Petrobel Belayim Petroleum Co
Promgas SpA
Rodano Consortile Scarl
RPCO Enterprise Ltd
Spf - Tkp Omifpro Snc
Supermetanol CA
Super Octanos CA
Altre (*)
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
I semestre
2006
30.06.2006
(milioni di euro)
Crediti
Debiti
Garanzie
9
1
60
20
139
80
12
38
12
21
39
109
11
4
85
106
26
1
Costi
Ricavi
Beni
Servizi
2
46
31
369
23
1
2
6
Servizi
1
1
87
99
108
298
5.561
6
30
29
155
118
89
52
6
25
Beni
60
9
71
20
7
23
2
53
53
59
4
14
147
195
114
35
220
49
120
16
6
35
6
39
120
7
88
42
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
111
1
73
256
194
194
450
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 7 e 3 milioni di euro rispettivamente nel primo semestre 2005 e nel primo semestre 2006.
I rapporti più significativi riguardano:
- la fornitura di servizi specialistici nel campo dell’upstream petrolifero dalle società Agip Kazakhstan North Caspian Operating Co
NV, Eni Gas BV, Eni Oil Co Ltd, Karachaganak Petroleum Operating BV e Petrobel Belayim Petroleum Co; nonché, debiti per attività di investimento dalle società Agip Kazakhstan North Caspian Operating Co NV, Eni Gas BV, Eni Oil Co Ltd e Karachaganak
Petroleum Operating BV; i servizi sono fatturati sulla base dei costi sostenuti; limitatamente alla Agip Kazakhstan North Caspian
Operating Co NV la fornitura di servizi da parte del settore Ingegneria e Costruzioni di Eni;
- 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, Modena Scarl e Rodano Consortile Scarl, nonché il rilascio di garanzie per la
buona esecuzione dei lavori;
- il vettoriamento dalla Società Azienda Energia e Servizi Torino SpA;
- la vendita di prodotti petroliferi, le prestazioni per la raffinazione del petrolio e l’acquisto degli additivi per le benzine dalle
società Bayernoil Raffineriegesellschaft mbH, Bernhard Rosa Inh. Ingeborg Ploechinger GmbH, Bronberger & Kessler und Gilg
& Schweiger GmbH, Cam Petroli Srl, Fox Energy Srl, Gruppo Distribuzione Petroli Srl, Supermetanol CA e Super Octanos CA;
- l’acquisizione di servizi di trasporto gas all’estero dalle società Blue Stream Pipeline Co BV e dalla Trans Austria Gasleitung
GmbH;
- la garanzia rilasciata a favore della società Eni BTC Ltd a fronte della costruzione di un oleodotto;
- la vendita di gas naturale alla Gasversorgung Süddeutschland GmbH e alla Toscana Gas Clienti SpA;
- le garanzie rilasciate nell’interesse della Mangrove Gas Netherlands BV, della RPCO Enterprise Ltd e della Spf - Tkp Omifpro Snc
per la partecipazione a gare d’appalto e per il rispetto degli accordi contrattuali;
- la compravendita di gas naturale all’estero con la società Promgas SpA;
- l’acquisizione del servizio di lavorazione greggi dalla Raffineria di Milazzo ScpA in misura corrispondente ai costi sostenuti;
- 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 compravendita di gas naturale e 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 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.
112
Rapporti finanziari
I rapporti finanziari del primo semestre 2005 sono di seguito analizzati:
Denominazione
Spanish Egyptian Gas Co SAE
Altre (*)
Altre (*)
Crediti
I semestre
2005
30.06.2005
(milioni di euro)
Debiti
Garanzie
24
865
72
351
Oneri
Proventi
14
384
180
45
609
167
191
69
1.357
19
19
49
49
1
1
628
240
1.358
2
Debiti
Garanzie
Oneri
11
784
82
334
6
5
5
30
2
2
1
1
31
I rapporti finanziari del primo semestre 2006 sono di seguito analizzati:
Denominazione
Altre (*)
Altre (*)
Crediti
I semestre
2006
30.06.2006
(milioni di euro)
Proventi
13
2
151
117
268
85
98
40
1.240
95
95
363
29
29
127
6
6
1.246
6
6
6
6
4
29
6
2
2
31
113
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; il finanziamento concesso alla Trans Austria Gasleitung GmbH è stato rimborsato nel corso del 2006.
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:
comprensive delle quote a breve termine
30.06.2006
30.06.2005
(milioni di euro)
Totale
Entità
correlate
Incidenza
%
Totale
Entità
correlate
Incidenza
%
14.043
1.051
3.138
11.062
1.069
323
222
913
7,61
30,73
7,07
8,25
17.158
897
3.723
14.308
842
161
127
983
4,91
17,95
3,41
6,87
8.580
18
0,21
7.837
L’incidenza delle operazioni con parti correlate sulle voci del conto economico è indicata nella seguente tabella di sintesi:
Proventi finanziari
Oneri finanziari
I semestre
2006
I semestre
2005
(milioni di euro)
Totale
Entità
correlate
Incidenza
%
Totale
Entità
correlate
Incidenza
%
34.101
21.993
1.625
1.833
1.891
1.579
31
2
5,55
7,18
1,91
0,11
44.323
29.383
2.246
2.095
2.258
1.690
31
6
5,09
5,75
1,38
0,29
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.
114
I principali flussi finanziari con parti correlate sono indicati nella seguente tabella:
I semestre 2005
(milioni di euro)
Ricavi e proventi
Costi e oneri
Variazione crediti e debiti commerciali e diversi
Dividendi e interessi
Investimenti in immobilizzazioni materiali e immateriali
Investimenti in partecipazioni
Variazione debiti relativi all’attività di investimento
Variazione crediti finanziari
Flusso di cassa netto da attività di investimento
Variazione debiti finanziari
Totale flussi finanziari verso entità correlate
I semestre 2006
1.891
(1.356)
(131)
239
643
(223)
(31)
134
170
50
72
72
765
2.258
(1.319)
337
251
1.527
(371)
(10)
(248)
340
(289)
(34)
(34)
1.204
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
8.613
(2.920)
(5.407)
Entità
correlate
643
50
72
I semestre
2006
I semestre
2005
(milioni di euro)
Incidenza
%
7,47
(1,71)
(1,33)
Totale
10.668
(2.478)
(4.904)
Entità
correlate
Incidenza
%
1.527
(289)
(34)
14,31
11,66
0,69
115
34
Eventi e operazioni significative non ricorrenti
Nel primo semestre 2005 e nel primo semestre 2006 non si segnalano eventi e/o operazioni significative non ricorrenti.
35
Posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali
Nel primo semestre 2005 e nel primo semestre 2006 non si segnalano posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o
inusuali.
36
Adeguamento della relazione semestrale consolidata di Eni ai principi contabili generalmente
accettati negli USA (U.S. GAAP)
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 italiano 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 italiana 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 2006 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 2005 a cui si fa rinvio.
116
37
Riconciliazione dell’utile e del patrimonio netto determinati applicando gli IFRS con quelli
determinati secondo gli U.S. GAAP
Di seguito sono indicate le rettifiche dell’utile del primo semestre 2005 e 2006 e del patrimonio netto al 31 dicembre 2005 e al
30 giugno 2006 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 immobilizzazioni
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 2005
I semestre 2006
4.343
5.275
(10)
4
47
(3)
(410)
(11)
(150)
(18)
(551)
3.792
1,01
1,01
2,01
2,01
108
(3)
15
(3)
(133)
207
1
192
5.467
1,47
1,47
2,94
2,94
(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.
(milioni di euro)
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
F. attività associate all’acquisizione di un’impresa (portafoglio clienti)
G. 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 sul capitale e sulle riserve di terzi (b)
Rettifiche nette
Patrimonio netto secondo gli U.S. GAAP
31.12.2005
30.06.2006
36.868
37.832
37
2.504
230
(3.415)
811
(16)
(2.036)
173
42
2.472
226
(3.337)
845
(19)
(2.170)
170
(31)
(29)
(1.831)
36.001
(31)
(1.743)
35.125
(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.
117
I valori dello stato patrimoniale che risulterebbero qualora fossero applicati gli U.S. GAAP sono i seguenti:
(milioni di euro)
ATTIVITÀ
Attività correnti
Rimanenze
Altre attività
Rimanenze immobilizzate-scorte d’obbligo
Altre attività
TOTALE ATTIVITÀ
Passività correnti
Altre passività
Altre passività
TOTALE PASSIVITÀ
PATRIMONIO NETTO
Patrimonio netto di Eni:
Capitale sociale, interamente versato e costituito da 4.005.358.876 azioni
del valore nominale di 1 euro (stesso numero al 31 dicembre 2005)
Riserve
Azioni proprie
Totale patrimonio netto di Eni
118
31.12.2005
30.06.2006
1.121
1.484
17.971
1.929
575
387
23.467
4.196
945
17.445
2.394
338
642
25.960
43.868
1.462
5.244
4.589
416
1.105
41.955
654
824
5.235
4.269
374
934
1.847
979
59.510
82.977
1.259
922
56.426
82.386
4.916
809
11.552
3.296
648
21.221
4.348
381
11.702
3.887
529
20.847
7.229
7.615
939
8.370
1.015
25.168
46.389
6.883
7.674
878
8.310
461
24.206
45.053
1.463
1.332
4.005
27.753
7.583
(4.216)
35.125
36.588
82.977
4.005
31.707
5.467
(5.178)
36.001
37.333
82.386
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
Gas & Power
Petrolchimica
Altre attività
I semestre 2005
I semestre 2006
5.288
2.051
467
243
(294)
(257)
7.498
7.698
8.411
1.862
227
66
(216)
(142)
10.208
11.090
119
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 6 / E F F E T T I D E R I VA N T I DA L L ’ A P P L I C A Z I O N E D E I P R I N C I P I C O N TA B I L I I N T E R N A Z I O N A L I
Effetti derivanti dall’applicazione
1
dei principi contabili internazionali
Secondo le disposizioni del primo comma dell’art. 4 del D.Lgs. 28 febbraio 2005, n. 38, a partire dall’esercizio 2006, il bilancio di
esercizio (bilancio separato) di Eni SpA è redatto in conformità ai principi contabili internazionali (IFRS) omologati dalla
Commissione Europea.
Alla data di transizione ai nuovi principi (1° gennaio 2005), che corrisponde all’inizio del primo periodo posto a confronto, va
redatta una situazione patrimoniale che:
- rileva tutte e solo le attività e passività considerate tali in base ai nuovi principi;
- valuta le attività e le passività nei valori che si sarebbero determinati qualora i nuovi principi fossero stati applicati fin dall’origine (applicazione retrospective);
- riclassifica le voci indicate in bilancio secondo modalità diverse da quelle degli IFRS.
L’effetto dell’adeguamento dei saldi iniziali delle attività e delle passività ai nuovi principi è rilevato a patrimonio netto secondo
le modalità previste dal D.Lgs. n. 38/2005, tenuto conto del relativo effetto fiscale iscritto nelle passività per imposte differite o
nelle attività per imposte anticipate.
In applicazione dell’IFRS 1 sono indicate di seguito: (i) la riconduzione agli IFRS dello stato patrimoniale e del conto economico
del bilancio 2005; (ii) la riconciliazione dei patrimoni netti al 1° gennaio e al 31 dicembre 2005 con quelli risultanti dall’applicazione degli IFRS; (iii) la riconciliazione dell’utile netto del bilancio 2005 con quello risultante dall’applicazione degli IFRS; (iv) la
riconduzione agli IFRS dello stato patrimoniale al 30 giugno 2005 e del conto economico del primo semestre 2005; (v) la riconciliazione del patrimonio netto al 30 giugno 2005 e dell’utile netto del primo semestre 2005 con quelli risultanti dall’applicazione degli IFRS.
I prospetti di riconduzione/riconciliazione sono stati redatti solo ai fini della transizione agli IFRS adottati dalla Commissione
Europea. Stante questa finalità specifica, le informazioni fornite in questa sezione non devono intendersi sostitutive delle maggiori informazioni, anche comparative, che saranno fornite in occasione della redazione del primo bilancio completo redatto
secondo gli IFRS.
Le riconciliazioni agli IFRS relative al bilancio 2005 e quelle relative al primo semestre 2005 sono state oggetto, rispettivamente,
di full audit e revisione contabile limitata da parte della PricewaterhouseCoopers.
I principi contabili internazionali di riferimento sono indicati nella sezione “Criteri di valutazione”. In particolare, si evidenzia che
i dati presentati nei prospetti di riconciliazione e riconduzione potrebbero subire cambiamenti per riflettere gli orientamenti
futuri della Commissione Europea in merito all’omologazione degli IFRS o di nuove pronunce dello IASB o dell’IFRIC.
Le principali opzioni previste dall’IFRS 1 adottate in sede di prima applicazione dei principi contabili internazionali riguardano la
facoltà, prevista per le imprese che li adottano nel bilancio di esercizio successivamente al consolidato, di iscrivere le attività e le
passività agli stessi importi in entrambi i bilanci, salvo che per le rettifiche di consolidamento.
(1) Secondo le disposizioni del paragrafo 5 del “Preface to International Financial Reporting Standards”, gli IFRS (International Financial Reporting Standard) rappresentano i
principi e le interpretazioni adottate dall’International Accounting Standards Board (IASB), ex International Accounting Standards Committee (IASC) e comprendono: (i) gli
International Financial Reporting Standards (IFRS); (ii) gli International Accounting Standards (IAS); (iii) le interpretazioni emesse dall’International Financial Reporting
Interpretation Committee (IFRIC) e dallo Standing Interpretations Committee (SIC) adottate dallo IASB. La denominazione di International Financial Reporting Standards (IFRS) è
stata adottata dallo IASB per i principi emessi successivamente al maggio 2003.
122
Stato patrimoniale al 31 dicembre 2005
IFRS
Rettifiche
(milioni di euro)
Bilancio 2005
La riconduzione agli IFRS delle diverse voci dello stato patrimoniale del bilancio 2005 è la seguente:
ATTIVITÀ
Attività correnti
749
234
1
749
235
9.390
11
9.401
Rimanenze
1.191
121
1.312
58
Altre attività
81
6
58
87
11.703
139
11.842
207
4.954
1.766
1.766
4.747
Rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo (1)
627
21.048
Altre attività
TOTALE ATTIVITÀ
231
858
(243)
20.805
44
724
44
(724)
816
816
28.006
1.237
29.243
39.709
1.376
41.085
Passività correnti
355
141
6.695
1.157
Altre passività
355
141
(6)
6.689
1.157
49
(12)
37
8.397
(18)
8.379
(196)
2.548
2.448
2.744
Altre passività
TOTALE PASSIVITÀ
2.448
222
33
255
8
124
132
450
1
451
5.872
(38)
5.834
14.269
(56)
14.213
PATRIMONIO NETTO
Patrimonio netto di Eni (2)
25.440
1.432
26.872
25.440
1.432
26.872
39.709
1.376
41.085
(1) La voce include: (i) la riclassifica di quella parte delle rimanenze che costituisce le scorte d’obbligo; (ii) la rettifica di quanto riclassificato per ricondurre la valutazione al costo medio
ponderato.
(2) Gli IFRS prevedono l’imputazione in detrazione del patrimonio netto del costo di acquisto delle azioni proprie (4.218 milioni di euro per 278.013.975 azioni proprie in portafoglio al
31 dicembre 2005).
123
Conto economico 2005
44.812
(18)
44.794
285
(54)
231
45.097
(72)
45.025
(40.280)
(502)
1.245
(39.537)
(753)
(34)
7
(780)
IFRS
Rettifiche
Riclassifiche (1)
(milioni di euro)
Bilancio 2005
La riconduzione agli IFRS delle diverse voci del conto economico del bilancio 2005 è la seguente:
RICAVI
TOTALE RICAVI
Costi operativi
Costo lavoro
Utile operativo
(809)
3.255
Oneri finanziari netti
(24)
(2)
(610)
(1)
3.462
144
Utile prima delle componenti straordinarie e delle imposte
6.693
(467)
Oneri straordinari netti
Imposte sul reddito
Utile netto
(467)
6.226
(938)
5.288
(61)
(872)
1.191
3.836
(4)
(29)
3.606
1.187
7.413
467
1.187
7.413
(433)
(1.371)
754
6.042
(1) Riguardano essenzialmente le riclassifiche: (i) delle componenti straordinarie; (ii) dei recuperi da partner in joint venture; (iii) degli utilizzi per esuberanza dei fondi rischi e oneri che
con i nuovi principi contabili internazionali devono essere rilevati nella stessa voce di costo che ha precedentemente accolto l’accantonamento.
Riconciliazione del patrimonio netto al 1° gennaio 2005
La riconciliazione del patrimonio netto al 1° gennaio 2005 con quello risultante dall’applicazione degli IFRS è la seguente:
(milioni di euro)
Riferimento (*)
Patrimonio netto al 1° gennaio 2005 (1)
26.204
1.
Applicazione del metodo del costo medio ponderato anziché del LIFO
592
2.
Effetto dell’imputazione all’attivo patrimoniale dei costi di smantellamento e ripristino siti
147
3.
Diverso criterio di imputazione all’attivo patrimoniale degli oneri finanziari
142
4.
Diversi criteri di iscrizione dei fondi per rischi e oneri
5.
Rettifiche disavanzi di fusione e avviamento
6.
Eliminazione rivalutazioni monetarie
(41)
7.
Benefici a favore dei dipendenti
(27)
18
(129)
Altre rettifiche nette
(32)
Variazione netta
670
Patrimonio netto a principi IFRS
26.874
(*) Il numero richiama il riferimento all’illustrazione indicata nella sezione “Natura delle principali rettifiche”.
1° gennaio 2005). Gli IFRS non consentono la valutazione delle azioni proprie, pertanto il costo è stato rettificato stornando le svalutazioni di 2 milioni di euro effettuate secondo gli Italian
GAAP.
124
Riconciliazione del patrimonio netto del bilancio 2005
La riconciliazione del patrimonio netto del bilancio 2005 con quello risultante dall’applicazione degli IFRS è la seguente:
(milioni di euro)
Riferimento (*)
Patrimonio netto del bilancio 2005 (1)
25.440
1.
2.
228
3.
137
4.
5.
6.
(37)
7.
(22)
8.
Ammortamento avviamento
1.184
12
(118)
27
21
Variazione netta
1.432
26.872
31 dicembre 2005). Gli IFRS non consentono la valutazione delle azioni proprie, pertanto il costo è stato rettificato stornando le svalutazioni di 2 milioni di euro effettuate secondo gli
Italian GAAP.
Riconciliazione dell’utile netto del bilancio 2005
La riconciliazione dell’utile netto del bilancio 2005 con quello risultante dall’applicazione degli IFRS è la seguente:
(milioni di euro)
Riferimento (*)
Utile netto 2005 a principi contabili italiani
5.288
1.
598
2.
104
3.
4.
5.
9
6.
4
7.
8.
5
(5)
5
27
7
Variazione netta
754
Utile netto a principi IFRS
6.042
125
Natura delle principali rettifiche
Di seguito è indicata la natura delle principali rettifiche effettuate sul patrimonio netto al 1° gennaio 2005 e sul conto economico dell’esercizio 2005, i cui effetti si riflettono sullo stato patrimoniale del bilancio 2005.
1. Applicazione del metodo del costo medio ponderato anziché del LIFO
Secondo i principi contabili italiani, il costo delle rimanenze può essere determinato con il metodo del costo medio ponderato
oppure con il metodo FIFO o LIFO. Eni nella valutazione delle rimanenze di greggi, di gas naturale e di prodotti petroliferi sino al
bilancio 2005 ha adottato il metodo LIFO a scatti annuali.
Gli IFRS non consentono l’applicazione del metodo LIFO; sono ammessi il FIFO e il costo medio ponderato. A parità di volumi, con
l’applicazione del metodo LIFO la variazione del prezzo del greggio e dei prodotti petroliferi non aveva effetto nella valutazione
delle rimanenze. Con l’adozione del costo medio ponderato la variazione del prezzo del greggio e dei prodotti petroliferi ha una
diretta influenza nella valutazione delle rimanenze con la rilevazione di un utile o perdita di magazzino rappresentato sostanzialmente dalla rivalutazione o dalla svalutazione rispettivamente, in caso di aumento o diminuzione dei prezzi, delle giacenze esistenti a inizio periodo ancora presenti in magazzino a fine periodo.
L’applicazione del costo medio ponderato su base trimestrale ai greggi, al gas naturale e ai prodotti petroliferi ha determinato:
(i) al 1° gennaio 2005, la rettifica in aumento del valore delle rimanenze di 944 milioni di euro in contropartita al patrimonio
netto (592 milioni di euro) e alle passività per imposte differite (352 milioni di euro); (ii) l’aumento dell’utile netto 2005 di 598
milioni di euro connesso alla crescita dei prezzi.
2. Effetto dell’imputazione all’attivo patrimoniale dei costi di smantellamento e ripristino siti
Secondo i principi contabili italiani, gli oneri connessi allo smantellamento e al ripristino siti sono accantonati annualmente a uno
specifico fondo in modo da far coincidere il rapporto tra gli accantonamenti effettuati e il costo complessivamente previsto alla percentuale di ammortamento dell’investimento cui si riferiscono. In particolare nella Divisione Exploration & Production, i costi che si
prevede 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 accantonati in modo che il rapporto tra il fondo e l’ammontare dei costi previsti corrisponda al rapporto tra la produzione cumulata a fine periodo e le riserve certe sviluppate a fine periodo incrementate delle produzioni cumulate.
Secondo gli IFRS, i costi stimati per lo smantellamento, la rimozione dell’attività e la bonifica del sito da sostenere al momento
dell’abbandono delle strutture sono iscritti in uno specifico fondo in contropartita alle immobilizzazioni cui si riferiscono; quando l’effetto finanziario del tempo assume rilevanza, il costo stimato è iscritto sulla base del valore attuale dei costi da sostenere
applicando il tasso rappresentativo del costo del denaro per l’impresa. Il costo attribuito alle diverse componenti significative dell’immobilizzazione è imputato a conto economico mediante il processo di ammortamento. Il fondo, e conseguentemente il valore di iscrizione delle immobilizzazioni, è periodicamente aggiornato per riflettere le variazioni delle stime dei costi, dei tempi di
realizzazione e del tasso di attualizzazione.
L’applicazione del principio ha determinato: (i) al 1° gennaio 2005, l’aumento delle immobilizzazioni materiali di 74 milioni di
euro, del patrimonio netto di 147 milioni di euro, delle passività per imposte differite di 27 milioni di euro, nonché la riduzione
del fondo smantellamento e ripristino siti di 160 milioni di euro e delle attività per imposte anticipate di 60 milioni di euro;
(ii) l’aumento dell’utile netto 2005 di 104 milioni di euro.
3. Diverso criterio di imputazione all’attivo patrimoniale degli oneri finanziari
Secondo i principi contabili italiani, gli oneri finanziari sono iscritti all’attivo patrimoniale limitatamente alla parte non coperta
dall’autofinanziamento, dall’apporto di mezzi propri ovvero da contributi di terzi.
Quando il periodo di tempo necessario affinché il cespite sia pronto all’uso è rilevante, gli IFRS consentono l’imputazione all’attivo patrimoniale degli oneri finanziari che non sarebbero stati sostenuti se l’investimento non fosse avvenuto.
L’applicazione del principio ha determinato: (i) al 1° gennaio 2005, la rettifica in aumento delle immobilizzazioni materiali di 227
milioni di euro in contropartita al patrimonio netto (142 milioni di euro) e alle passività per imposte differite (85 milioni di euro);
(ii) l’aumento dell’utile netto 2005 di 5 milioni di euro, in quanto l’aumento degli oneri finanziari imputati all’attivo patrimoniale è stato parzialmente compensato dai maggiori ammortamenti.
4. Diversi criteri di iscrizione dei fondi per rischi e oneri
Secondo i principi contabili italiani, nei fondi per rischi e oneri si comprendono costi e oneri di natura determinata, di esistenza
certa o probabile, dei quali alla data di chiusura dell’esercizio sono indeterminati o l’ammontare o la data di sopravvenienza. I
fondi per rischi e oneri non sono oggetto di attualizzazione.
126
Secondo gli IFRS, i fondi per rischi e oneri sono accantonati esclusivamente in presenza di un’obbligazione attuale considerata
“probabile” conseguente a eventi verificatisi entro la data di chiusura del bilancio derivanti da obbligazioni legali, contrattuali,
oppure da dichiarazioni o comportamenti dell’impresa che determinano valide aspettative nelle persone coinvolte (obbligazioni
implicite) e sempreché l’ammontare della passività possa essere determinato in modo attendibile. Quando l’effetto finanziario
del tempo è significativo e la data degli esborsi connessi all’obbligazione può essere determinata in modo attendibile, il costo stimato è oggetto di attualizzazione al tasso rappresentativo del costo del denaro per l’impresa.
L’applicazione del principio ha determinato: (i) al 1° gennaio 2005, la rettifica in diminuzione dei fondi per rischi e oneri di 27
milioni di euro in contropartita al patrimonio netto (18 milioni di euro) e alla riduzione delle attività per imposte anticipate (9
milioni di euro); (ii) la riduzione dell’utile netto 2005 di 5 milioni di euro.
5. Rettifiche disavanzi di fusione e avviamento
Nel 1997 e nel 2004, Eni ha operato, rispettivamente, la fusione per incorporazione dell’Agip SpA e dell’Italgas Più allocando i disavanzi di fusione sulle attività delle incorporate nei limiti dei valori di mercato esistenti alla data delle operazioni. Per effetto dell’allocazione di tali disavanzi i valori del bilancio di esercizio risultano essere differenti rispetto a quelli del consolidato in cui: (i) le
attività dell’ex Agip SpA sono mantenute al costo storico; (ii) le attività dell’ex-Italgas Più sono espresse ai valori determinati in
sede di acquisizione del 56% dell’Italgas SpA a seguito dell’OPA del 2003.
La rettifica allinea i valori al 1° gennaio 2005 a quelli del bilancio consolidato e determina: (i) la diminuzione del patrimonio netto
di 129 milioni di euro in contropartita alla diminuzione delle partecipazioni (245 milioni di euro), delle attività materiali (141
milioni di euro), nonché all’aumento dell’avviamento (205 milioni di euro) e delle attività per imposte anticipate (52 milioni di
euro); (ii) l’aumento dell’utile netto 2005 di 9 milioni di euro connesso all’eliminazione dell’ammortamento del disavanzo di
fusione allocato sulle attività materiali dell’ex Agip SpA. L’aumento dell’utile netto connesso all’eliminazione dell’ammortamento dell’avviamento derivante dalla fusione dell’Italgas Più è indicato al successivo punto 8.
6. Eliminazione rivalutazioni monetarie
Secondo i principi contabili italiani, la rivalutazione delle immobilizzazioni materiali e delle partecipazioni è consentita in conformità a specifiche disposizioni di legge nel limite del loro valore recuperabile.
Secondo gli IFRS non sono ammesse rivalutazioni delle immobilizzazioni materiali e delle partecipazioni anche se operate in applicazione di disposizioni di legge.
L’applicazione del principio ha determinato: (i) al 1° gennaio 2005, la rettifica in diminuzione delle attività materiali di 43 milioni di euro, pari ai maggiori valori iscritti ancora non ammortizzati o realizzati, e delle partecipazioni di 16 milioni di euro in contropartita alla riduzione del patrimonio netto (41 milioni di euro) e all’iscrizione di attività per imposte anticipate (18 milioni di
euro); (ii) l’aumento dell’utile netto 2005 di 4 milioni di euro.
7. Benefici a favore dei dipendenti
Secondo i principi contabili italiani, i benefici successivi al rapporto di lavoro sono rilevati per competenza durante il periodo di
attività dei dipendenti, in conformità alla legislazione e ai contratti di lavoro applicabili.
Secondo gli IFRS, i benefici successivi al rapporto di lavoro (es. pensioni, assicurazioni sulla vita e assistenza medica successivi al
rapporto di lavoro, etc.) 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 è limitata al versamento dei contributi allo Stato ovvero a un patrimonio o a un’entità giuridicamente distinta
(cd. fondo).
I programmi a benefici definiti sono piani previdenziali, assicurativi e assistenziali che prevedono l’obbligazione dell’impresa,
anche implicita, di riconoscere i benefici a favore degli ex dipendenti2. Gli oneri connessi (attualizzati), determinati sulla base di
ipotesi attuariali, sono accantonati per competenza di esercizio coerentemente al periodo lavorativo necessario per l’ottenimento dei benefici.
L’applicazione del principio ha determinato: (i) al 1° gennaio 2005, la rettifica in diminuzione del patrimonio netto di 27 milioni
di euro, l’iscrizione di attività per imposte anticipate (14 milioni di euro) e la rettifica in diminuzione del TFR (10 milioni di euro)
in contropartita all’aumento delle passività per benefici verso i dipendenti (51 milioni di euro); (ii) l’aumento dell’utile netto 2005
di 5 milioni di euro.
(2) Considerate le incertezze relative al momento in cui verrà erogato, il TFR è assimilato a un programma a benefici definiti.
127
8. Ammortamento avviamento
Secondo i principi contabili italiani, l’avviamento è oggetto di ammortamento a quote costanti lungo il periodo di utilizzazione
previsto, non superiore a cinque anni; se motivato da ragioni specifiche connesse alla realtà o alla tipologia dell’impresa è consentito ammortizzare l’avviamento in un periodo superiore non eccedente i venti anni.
Secondo gli IFRS, l’avviamento non è oggetto di ammortamento, bensì di valutazione almeno annuale volta a verificarne la sua
recuperabilità (impairment test).
L’applicazione degli IFRS ha determinato l’aumento dell’utile netto 2005 di 27 milioni di euro.
128
Prospetti di riconduzione e di riconciliazione agli IFRS dei dati semestrali
Di seguito è indicata la riconduzione agli IFRS dello stato patrimoniale al 30 giugno 2005 e del conto economico del primo semestre 2005.
IFRS
Rettifiche
(milioni di euro)
Relazione
semestrale
2005
Stato patrimoniale al 30 giugno 2005
ATTIVITÀ
Attività correnti
1.501
1.501
231
1
232
8.644
10
8.654
Rimanenze
1.208
1.133
75
23
2
Altre attività
75
11.607
25
75
88
11.695
4.602
668
20.493
122
4.724
1.271
1.271
222
890
(233)
49
611
(611)
Altre attività
878
14
TOTALE ATTIVITÀ
20.260
49
892
27.301
785
28.086
38.908
873
39.781
497
1
498
Passività correnti
58
5.039
1.806
Altre passività
58
(5)
5.034
1.806
57
(4)
53
7.457
(8)
7.449
2.505
(1)
2.504
1.834
(161)
1.673
Altre passività
TOTALE PASSIVITÀ
211
34
245
50
50
471
471
5.071
(128)
4.943
12.528
(136)
12.392
PATRIMONIO NETTO
26.380
1.009
27.389
26.380
1.009
27.389
38.908
873
39.781
(1) La voce include: (i) la riclassifica di quella parte delle rimanenze che costituisce le scorte d’obbligo; (ii) la rettifica di quanto riclassificato per ricondurre la valutazione al costo medio
ponderato.
30 giugno 2005).
129
IFRS
Rettifiche
(milioni di euro)
Riclassifiche (1)
Semestre
2005
Conto economico primo semestre 2005
RICAVI
TOTALE RICAVI
20.258
(9)
110
(38)
20.249
72
20.368
(47)
20.321
Costi operativi
(17.815)
(40)
541
(17.314)
Costo lavoro
(367)
(14)
7
(374)
(395)
(2)
(15)
(412)
Utile operativo
1.791
Oneri finanziari netti
(37)
2.744
Utile prima delle componenti straordinarie e delle imposte
4.498
Oneri straordinari netti
Imposte sul reddito
Utile netto dell’esercizio
(104)
4.394
(616)
3.778
(103)
(1)
533
(1)
2.221
(39)
2.744
(104)
532
4.926
532
4.926
104
(193)
339
(809)
4.117
(1) Riguardano essenzialmente le riclassifiche: (i) delle componenti straordinarie; (ii) dei recuperi da partner in joint venture; (iii) degli utilizzi per esuberanza dei fondi rischi e oneri che
con i nuovi principi contabili internazionali devono essere rilevati nella stessa voce di costo che ha precedentemente accolto l’accantonamento.
Riconciliazione del patrimonio netto della relazione semestrale 2005
La riconciliazione del patrimonio netto della relazione semestrale 2005 con quello risultante dall’applicazione degli IFRS è la
seguente:
(milioni di euro)
Riferimento (*)
Patrimonio netto al 30 giugno 2005 (1)
26.380
1.
845
2.
176
3.
134
4.
5.
6.
(40)
7.
(22)
Variazione netta
18
(108)
6
1.009
27.389
30 giugno 2005). Gli IFRS non consentono la valutazione delle azioni proprie, pertanto il costo è stato rettificato stornando le svalutazioni di 2 milioni di euro effettuate secondo gli Italian
GAAP.
130
Riconciliazione dell’utile netto della relazione semestrale 2005
La riconciliazione dell’utile netto della relazione semestrale 2005 con quello risultante dall’applicazione degli IFRS è la seguente:
(milioni di euro)
Riferimento (*)
Utile netto del primo semestre 2005 a principi contabili italiani
3.778
1.
2.
3.
2
4.
1
5.
5
6.
1
7.
8.
258
51
4
14
3
Variazione netta
339
Utile netto a principi IFRS
4.117
131
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 / 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 2006
STATO PATRIMONIALE
(milioni di euro)
31.12.2005
30.06.2006
749
688
ATTIVITÀ
Attività correnti
235
235
9.401
11.676
Rimanenze
1.312
1.663
58
46
Altre attività
87
79
11.842
14.387
4.954
4.921
1.766
1.746
858
837
20.805
20.749
44
42
Altre attività
816
847
29.243
29.142
41.085
43.529
355
441
141
121
6.689
6.024
1.157
1.839
TOTALE ATTIVITÀ
Passività correnti
Altre passività
37
45
8.379
8.470
2.448
2.396
2.548
2.667
255
257
132
312
Altre passività
TOTALE PASSIVITÀ
451
454
5.834
6.086
14.213
14.556
PATRIMONIO NETTO
26.872
28.973
26.872
28.973
41.085
43.529
30 giugno 2006).
132
CONTO ECONOMICO
(milioni di euro)
I semestre
2005
I semestre
2006
20.249
27.486
72
85
20.321
27.571
(17.314)
(24.911)
(374)
(401)
RICAVI
TOTALE RICAVI
Costi operativi
Costo lavoro
Utile operativo
(412)
(376)
2.221
1.883
438
614
(477)
(588)
Proventi finanziari
Oneri finanziari
(39)
26
2.744
4.318
4.926
6.227
Imposte sul reddito
Utile netto
(809)
(772)
4.117
5.455
Utile per azione semplice
1,09
1,47
Utile per azione diluito
1,09
1,47
133
180
585
4.491
(2)
2
4.004
959
(3.231)
5.394
Totale
Altre riserve di utili
disponibili
490
9.988
(3.229)
Altre riserve di utili
non disponibili
4.311
959
Altre riserve
di capitale
95
Azioni proprie
acquistate
9.988
4.004
Saldi al 31 dicembre 2004 rettificati
5.392
Riserva legale
Capitale sociale
(milioni di euro)
azioni proprie
Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto
4.684
26.204
4.684
26.874
4.117
4.117
670
Utile del primo semestre
Attribuzione del dividendo 2004 (0,90 euro per azione)
(3.384) (3.384)
Destinazione dell’utile residuo 2004
1.300
(1.300)
(228)
Azioni proprie cedute a fronte di piani di incentivazione dei dirigenti
(228)
10
(10)
10
(218)
(10)
1.310
10
(4.684) (3.602)
Realizzo rettifiche IFRS di prima applicazione
(23)
4.004
959
(3.449)
5.384
9.988
562
23
5.824
Utile del secondo semestre
4.117
27.389
1.925
1.925
Acconto sul dividendo (0,45 euro per azione)
(1.686)
Emissione azioni sottoscritte a fronte piano stock grant e option
(1.686)
(806)
(806)
1
(2)
1
37
(37)
30
(769)
(37)
30
1
7
(2)
8
37
(1.686)
(2.455)
Liberazione riserve non disponibili
(1)
1
(15)
15
13
13
(16)
29
13
Costo di competenza stock grant e stock option
4.005
959
(4.218)
5.347
10.018
544
5.861
(1.686)
Utile del primo semestre
6.042
26.872
5.455
5.455
Attribuzione del dividendo 2005 (1,10 euro per azione)
1.686
Destinazione dell’utile residuo 2005
1.956
Autorizzazione all’acquisto azioni proprie
2.000
(4.086) (2.400)
(1.956)
(2.000)
(978)
18
(960)
(978)
(18)
1.982
11
7
11
(37)
18
1.686
(6.042) (3.360)
Liberazione riserve non disponibili
(2)
2
(11)
11
Costo di competenza stock grant e stock option
6
(13)
134
4.005
959
(5.178)
7.329
10.029
531
6
19
5.843
6
5.455
28.973
RENDICONTO FINANZIARIO
(milioni di euro)
I semestre
2005
I semestre
2006
4.117
5.455
Ammortamenti
412
376
Svalutazioni (rivalutazioni) nette
248
207
Variazioni fondi per rischi e oneri
(30)
181
Variazione fondo benefici ai dipendenti
3
Plusvalenze nette su cessioni di attività
5
Dividendi
Interessi attivi
Interessi passivi
Differenze cambio non realizzate
Imposte sul reddito del periodo, correnti, differite e anticipate
2
(605)
(2.983)
(3.962)
(54)
(68)
45
54
4
1
809
772
2.576
2.419
Altre variazioni
6
Variazioni:
- rimanenze
- altre attività
- altre passività
(390)
(331)
408
1.209
(7)
7
833
221
(22)
8
Flusso di cassa del risultato operativo
3.398
3.533
Dividendi incassati
1.742
1.994
52
73
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
(99)
(63)
(557)
(530)
4.536
5.007
Investimenti:
- partecipazioni
(298)
(325)
(51)
(66)
(4)
(217)
- titoli
- variazione debiti e crediti relativi all’attività di investimento e imputazione di ammortamenti all’attivo patrimoniale
(1.496)
(78)
(326)
(431)
(2.430)
Disinvestimenti:
6
11
116
694
28
1
- partecipazioni
- titoli
1
1
151
707
(280)
(1.723)
135
segue
RENDICONTO FINANZIARIO
(milioni di euro)
Assunzione di debiti finanziari a lungo termine
I semestre
2005
(280)
(24)
Incremento (decremento) di debiti finanziari a breve termine
289
Acquisto e vendita di azioni proprie
(1.723)
1
Rimborsi di debiti finanziari a lungo termine
Dividendi pagati
I semestre
2006
(3.384)
(71)
86
(2.400)
(218)
(960)
(3.336)
(3.345)
920
(61)
Disponibilità liquide ed equivalenti all’inizio del periodo
581
749
Disponibilità liquide ed equivalenti alla fine del periodo
1.501
688
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, le partecipazioni in imprese controllate, collegate e controllate congiuntamente sono valutate al costo di acquisto comprensivo dei costi accessori di diretta imputazione. In presenza di eventi che fanno presumere una riduzione di valore, la recuperabilità del valore di iscrizione delle partecipazioni 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 dell’asset. Il valore d’uso è determinato, nei limiti della corrispondente frazione del patrimonio netto dell’impresa partecipata desunto dal bilancio consolidato, attualizzando i flussi di cassa attesi dell’asset e, se significativi e ragionevolmente determinabili, dalla sua 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 prevedibili, dando maggiore rilevanza alle indicazioni provenienti dall’esterno. L’attualizzazione è effettuata a 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 partecipante 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.
136
Eni SpA - Acconto dividendo 2006:
Relazione degli Amministratori ai sensi dell’art. 2433-bis,
comma 5, del codice civile
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 / 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 criteri di valutazione adottati per la redazione della presente relazione sono indicati nella “Situazione contabile di Eni SpA al 30
giugno 2006” cui si rinvia.
Al fine di consentire un confronto omogeneo, il conto economico dell’esercizio e del primo semestre 2005, lo stato patrimoniale al 31 dicembre e al 30 giugno 2005 sono stati oggetto di adeguamento ai nuovi principi contabili internazionali (v. la sezione
“Effetti derivanti dall’applicazione dei principi contabili internazionali”).
Conto economico
(milioni di euro)
Esercizio
Primo semestre
2005
2005
2006
Variazione
20.249
27.486
7.237
Ricavi
44.794
231
45.025
Totale ricavi
72
85
13
20.321
27.571
7.250
(17.314)
(24.911)
(7.597)
(27)
Costi operativi
(39.537)
(780)
Costo lavoro
(374)
(401)
(872)
(412)
(376)
3.836
(29)
Utile operativo
2.221
(39)
36
1.883
(338)
26
65
3.606
2.744
4.318
1.574
7.413
4.926
6.227
1.301
(1.371)
6.042
(672)
5.370
Imposte sul reddito
Utile netto
Esclusione (utile) perdita di magazzino (1)
Utile netto a valori correnti (1)
(809)
4.117
(254)
3.863
(772)
37
5.455
1.338
(137)
117
5.318
1.455
(1) La definizione di tali voci è fornita nel paragrafo “Riconduzione dell’utile operativo e dell’utile netto a quelli a valori correnti e adjusted” della relazione consolidata.
L’utile netto del primo semestre 2006 di 5.455 milioni di euro aumenta di 1.338 milioni di euro rispetto al primo semestre 2005
(+32,5%), per effetto essenzialmente: (i) dei maggiori proventi netti su partecipazioni (1.574 milioni di euro) rappresentati essenzialmente dai maggiori dividendi percepiti (979 milioni di euro), in particolare di Eni International BV e dalle maggiori plusvalenze realizzate con la cessione a Saipem Projects SpA delle azioni rappresentative del 100% del capitale sociale di Snamprogetti SpA
(589 milioni di euro); (ii) dei maggiori proventi finanziari netti (65 milioni di euro); (iii) delle minori imposte sul reddito (37 milioni di euro). Questi fattori positivi sono in parte assorbiti dalla riduzione dell’utile operativo di 338 milioni di euro. L’utile netto a
valori correnti – che esclude l’effetto positivo dell’utile di magazzino di 137 milioni di euro, al netto del relativo effetto fiscale –
ammonta a 5.318 milioni di euro con un aumento di 1.455 milioni di euro, pari al 37,7%.
139
(milioni di euro)
Esercizio
Primo semestre
2005
2006
3.098
2005
Divisione E&P
1.380
1.728
348
16.608
Divisione G&P
7.999
10.656
2.657
27.777
Divisione R&M
12.064
16.668
4.604
542
Corporate
(3.231)
Elisioni
44.794
230
224
(1.424)
(1.790)
20.249
27.486
Variazione
(6)
(366)
7.237
I ricavi della Divisione Exploration & Production (1.728 milioni di euro) aumentano di 348 milioni di euro, pari al 25,2%, a seguito
essenzialmente dell’incremento del prezzo di vendita in euro del gas naturale (42,5%) e del greggio (41,1%), i cui effetti sono in
parte assorbiti dalla riduzione dei volumi venduti di idrocarburi di 4,2 milioni di boe (da 43,4 a 39,2 milioni di boe), connessa principalmente al declino dei campi maturi.
I ricavi della Divisione Gas & Power (10.656 milioni di euro) aumentano di 2.657 milioni di euro, pari al 33,2%, a seguito essenzialmente: (i) dell’aumento dei prezzi medi di vendita del gas connesso all’incremento dei parametri energetici di riferimento;
(ii) dell’incremento dei volumi venduti (+443 milioni di metri cubi). Questi fattori positivi sono parzialmente assorbiti: (i) dai
minori ricavi derivanti dall’applicazione del nuovo regime regolatorio per il mercato finale, introdotto dall’Autorità per l’energia
elettrica e il gas (AEEG) con la delibera 248/2004 e seguenti (114 milioni di euro); (ii) dalla revisione contrattuale dei prezzi di
vendita sul mercato estero.
I ricavi della Divisione Refining & Marketing (16.668 milioni di euro) aumentano di 4.604 milioni di euro, pari al 38,2%, a seguito
essenzialmente: (i) dell’incremento delle quotazioni internazionali dei greggi e dei prodotti petroliferi (Brent +32,5%; benzina
+41,0%); (ii) dei maggiori volumi venduti di greggio di 1,6 milioni di tonnellate (da 15,9 a 17,5 milioni di tonnellate); (iii) dell’apprezzamento del dollaro sull’euro sulle vendite in dollari della Divisione.
I ricavi della Corporate (224 milioni di euro), realizzati essenzialmente nell’ambito del Gruppo, diminuiscono di 6 milioni di euro,
pari al 2,6%, di cui 3 milioni di euro per servizi centralizzati e 2 milioni di euro per servizi di informatica.
Gli altri ricavi e proventi di 85 milioni di euro sono analizzati nella tabella seguente:
(milioni di euro)
Esercizio
Primo semestre
2005
2006
Variazione
73
Locazioni, affitti e noleggi
31
35
4
27
Proventi per attività in joint venture
15
20
5
24
Plusvalenze da vendite di attività materiali
11
7
7
Valutazione al valore corrente/realizzo di crediti in natura
110
Altri proventi
231
2005
7
(4)
(7)
8
23
15
72
85
13
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).
140
I proventi per attività in joint venture di 20 milioni di euro riguardano l’addebito ai partner delle prestazioni interne.
Le plusvalenze da vendite di attività materiali di 7 milioni di euro riguardano beni immobili.
Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi, al netto dei costi riferiti agli investimenti, sono analizzati nella tabella seguente:
(milioni di euro)
Esercizio
Primo semestre
2005
2005
2006
Variazione
735
Divisione E&P
338
337
15.321
Divisione G&P
6.883
9.940
3.057
25.887
Divisione R&M
11.119
16.092
4.973
346
312
740
(3.231)
85
39.537
Corporate
Elisioni
(1.424)
(1)
(34)
(1.790)
52
20
17.314
24.911
(366)
(32)
7.597
(1) Gli utili interni riguardano gli utili conseguiti sulle cessioni interdivisionali di gas e greggio in rimanenza a fine esercizio.
Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi della Divisione Exploration & Production (337 milioni di euro) risultano sostanzialmente invariati. I maggiori costi per royalty sulla produzione sono compensati dai minori costi di trasporto e manutenzioni.
Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi della Divisione Gas & Power (9.940 milioni di euro) aumentano di 3.057 milioni di
euro, pari al 44,4%, a seguito essenzialmente: (i) dell’aumento dei prezzi medi di acquisto del gas per effetto dell’incremento dei
parametri energetici di riferimento e dei maggiori oneri di approvvigionamento; (ii) dei maggiori volumi acquistati di gas (circa
1,3 miliardi di metri cubi); (iii) dei maggiori accantonamenti ai fondi rischi per 184 milioni di euro, di cui 148 milioni di euro relativi alla stima degli effetti del nuovo regime regolatorio introdotto dalla delibera n. 248/2004 e seguenti dell’AEEG; (iv) degli oneri
connessi all’utilizzo di gas strategico nei primi mesi dell’anno (90,4 milioni di euro).
Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi della Divisione Refining & Marketing (16.092 milioni di euro) aumentano di 4.973
milioni di euro, pari al 44,7%, a seguito essenzialmente: (i) dell’incremento del costo medio annuo di approvvigionamento delle
materie prime (Brent 32,5%) e dei prodotti petroliferi; (ii) dell’incremento dei volumi di greggio acquistati di 1,4 milioni di tonnellate (da 30,3 milioni di tonnellate a 31,7 milioni di tonnellate); (iii) dell’effetto dell’apprezzamento del dollaro sull’euro.
Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi della Corporate (312 milioni di euro) diminuiscono di 34 milioni di euro, pari al
9,8%, a seguito essenzialmente della circostanza che nell’esercizio 2005 vennero rilevati maggiori accantonamenti ai fondi rischi
di natura ambientale relativi agli oneri connessi alle garanzie prestate all’atto della dismissione di aziende, di partecipazioni e di
beni immobili a favore della Syndial (46 milioni di euro)1. Questi effetti positivi sono parzialmente assorbiti da maggiori costi relativi ai servizi generali (10 milioni di euro).
(1) In sede di adeguamento agli IFRS, le componenti straordinarie sono state oggetto di riclassifica.
141
Costo lavoro
(milioni di euro)
Esercizio
2005
Primo semestre
2005
2006
Variazione
183
E&P
Divisioni
89
93
4
100
G&P
46
52
6
294
R&M
142
154
12
203
Corporate
780
97
102
5
374
401
27
Il costo lavoro (401 milioni di euro) aumenta di 27 milioni di euro, pari al 7,2%, a seguito essenzialmente della normale dinamica
retributiva e dell’incremento della forza lavoro.
Il numero dei dipendenti in servizio al 30 giugno è indicato nelle tabelle seguenti:
Esercizio
2005
551
Primo semestre
Categorie contrattuali
Dirigenti
2005
2006
545
545
3.167
Quadri
3.119
3.241
6.098
Impiegati
6.100
6.099
1.512
Operai
1.553
1.547
11.317
11.432
11.328
Esercizio
2005
Variazione
122
(1)
(6)
115
Primo semestre
Divisioni
2006
Variazione
2.988
E&P
2.936
3.029
93
1.713
G&P
1.710
1.719
9
4.414
R&M
4.488
4.537
49
2.213
Corporate
2.183
2.147
(36)
11.317
11.432
11.328
142
2005
115
(milioni di euro)
Esercizio
Primo semestre
2005
2005
2006
494
Divisione E&P
223
222
(1)
24
Divisione G&P
14
4
(10)
297
Divisione R&M
153
142
(11)
52
867
5
Corporate
Totale ammortamenti
Variazione
22
8
(14)
412
376
(36)
412
376
(36)
Svalutazioni
872
Gli ammortamenti e le svalutazioni di 376 milioni di euro diminuiscono di 36 milioni di euro totalmente da riferire a minori
ammortamenti, in particolare:
- la riduzione registrata dalla Divisione Gas & Power di 10 milioni di euro è connessa essenzialmente al progressivo completamento dell’ammortamento di beni immateriali;
- la riduzione registrata dalla Divisione Refining & Marketing di 11 milioni di euro è dovuta essenzialmente al completamento
dell’ammortamento di impianti autostradali in concessione e di impianti di logistica;
- la riduzione registrata dalla Corporate di 14 milioni di euro è connessa essenzialmente al completamento nell’ultimo trimestre
del 2005 dell’impianto pilota Eni Slurry Technology (11 milioni di euro).
Utile operativo
(milioni di euro)
Esercizio
Primo semestre
2005
2006
1.696
2005
Divisione E&P
732
1.098
1.218
Divisione G&P
1.072
668
(404)
1.440
Divisione R&M
699
321
(378)
(230)
(184)
46
(52)
(20)
(433)
(85)
3.836
(1.071)
2.765
Corporate
Utile operativo
Esclusione utile (perdita) di magazzino
2.221
(405)
1.816
Variazione
366
32
1.883
(338)
(219)
186
1.664
(152)
(1) Gli utili interni riguardano gli utili conseguiti sulle cessioni interdivisionali di gas e greggio in rimanenza a fine periodo.
143
(milioni di euro)
Esercizio
Primo semestre
2005
1.696
Utile operativo
2005
2006
Variazione
732
1.098
366
732
1.098
366
Esclusione (utile) perdita di magazzino
1.696
L’utile operativo della Divisione Exploration & Production di 1.098 milioni di euro aumenta di 366 milioni di euro, pari al 50,0%, a
seguito essenzialmente dell’aumento del prezzo di vendita in euro del gas naturale (42,5%) e del greggio (41,1%). Questi fattori
positivi sono parzialmente assorbiti dai minori volumi venduti di idrocarburi connessi al declino produttivo dei campi maturi.
(milioni di euro)
Esercizio
Primo semestre
2005
1.218
(126)
1.092
Utile operativo
2005
2006
1.072
668
(404)
668
(373)
(31)
1.041
Variazione
31
L’utile operativo a valori correnti della Divisione Gas & Power di 668 milioni di euro diminuisce di 373 milioni di euro, pari al 35,8%,
a seguito essenzialmente: (i) dei minori margini di vendita del gas per effetto del regime regolatorio introdotto dalla delibera
n. 248/2004 dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas, solo in parte compensata dal favorevole andamento dei parametri energetici di riferimento per la determinazione dei prezzi del gas naturale in acquisto e in vendita; (ii) dei maggior oneri di approvvigionamento anche connessi all’utilizzo di gas strategico nei primi mesi dell’anno.
(milioni di euro)
Esercizio
Primo semestre
2005
1.440
(945)
495
Utile operativo
2005
2006
699
321
Variazione
(378)
(374)
(219)
155
325
102
(223)
L’utile operativo a valori correnti della Divisione Refining & Marketing (102 milioni di euro) diminuisce di 223 milioni di euro, pari
al 68,7%, per effetto essenzialmente: (i) della flessione del margine di raffinazione (-1,19 dollari/barile il margine sul Brent, pari al
21,5%), solo parzialmente compensato dall’effetto dell’apprezzamento del dollaro sull’euro; (ii) dell’impatto delle maggiori fermate per manutenzione delle raffinerie, nonché della minore operatività della raffineria di Priolo a seguito di un incendio;
(iii) della riduzione del risultato dell’attività commerciale per effetto dell’aumento dei prezzi internazionali dei prodotti non interamente trasferito sui prezzi finali.
144
Corporate
(milioni di euro)
Esercizio
Primo semestre
2005
(433)
Utile (perdita) operativa
2005
2006
(230)
(184)
Variazione
46
(230)
(184)
46
(433)
Utile (perdita) operativa a valori correnti
La perdita operativa della Corporate di 184 milioni di euro diminuisce di 46 milioni di euro per effetto essenzialmente: (i) della
circostanza che nell’esercizio 2005 vennero rilevati maggiori accantonamenti ai fondi rischi di natura ambientale (46 milioni di
euro); (ii) dei minori ammortamenti (14 milioni di euro). Questi effetti positivi sono parzialmente assorbiti: (i) dall’incremento
dei costi operativi, in particolare dei servizi generali (10 milioni di euro); (ii) dalla diminuzione dei servizi forniti nell’ambito del
Gruppo (6 milioni di euro).
(milioni di euro)
Esercizio
Primo semestre
2005
45
(61)
14
Commissioni per servizi finanziari
Utili (perdite) su cambi
2005
2006
18
20
Variazione
2
(51)
10
61
Interessi sui crediti verso l’Amministrazione finanziaria
7
6
(1)
8
Altri proventi finanziari netti
2
6
4
6
Interessi su CCT
4
4
5
Proventi (oneri) netti su derivati
(2)
(8)
(17)
(12)
5
(39)
26
65
(46)
Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo
(29)
(1)
(6)
(1) La voce riguarda l’incremento connesso al trascorrere del tempo dei fondi per rischi e oneri determinati sulla base del valore attualizzato dei costi che l’impresa prevede di sostenere.
(milioni di euro)
Esercizio
Primo semestre
2005
3.531
970
4.501
(895)
3.606
Dividendi
Altri proventi
Totale proventi
Svalutazioni e perdite
2005
2006
Variazione
2.983
3.962
979
9
598
589
2.992
4.560
1.568
(248)
2.744
(242)
6
4.318
1.574
145
I proventi e gli oneri su partecipazioni sono analizzati nella tabella seguente:
(milioni di euro)
Esercizio
Primo semestre
2005
2005
2006
Variazione
2.052
2.912
860
Dividendi
2.052
Eni International BV
273
Italgas SpA
273
238
(35)
722
Snam Rete Gas SpA
196
166
(30)
192
Stoccaggi Gas Italia SpA
192
120
(72)
112
112
Eni Portugal Investment SpA
46
Ecofuel SpA
46
Enifin SpA
EniMed SpA
69
23
61
61
46
46
23
EniPower SpA
23
38
15
28
Saipem SpA
28
36
8
35
Trans Tunisian Pipeline Co Ltd
35
34
(1)
28
28
29
Sofid SpA
29
21
(8)
18
Società Petrolifera Italiana SpA
18
18
33
AgipFuel SpA
33
17
80
Altre
58
46
2.983
3.962
979
589
589
3.531
(16)
(12)
Altri proventi
Riprese di valore:
358
Eni Investments Plc
305
Polimeri Europa SpA
3
Altre
Conferimenti:
124
Eni Congo Holding BV (a Eni International BV)
Vendita azioni:
Snamprogetti SpA a Saipem Projects SpA
144
Italiana Petroli SpA ad api
28
Nuovo Pignone Holding SpA
8
Altre
970
4.501
Totale proventi
146
9
9
9
598
589
2.992
4.560
1.568
(milioni di euro)
Esercizio
Primo semestre
2005
2005
2006
Variazione
108
108
(180)
Svalutazioni
Tigáz Zrt
888
Syndial SpA
245
65
7
Altre minori
3
4
1
65
65
242
(6)
Altre perdite
Oneri per cessione Snamprogetti SpA
895
Totale oneri
248
Gli oneri per la cessione di Snamprogetti SpA di 65 milioni di euro riguardano l’accantonamento al fondo rischi in relazione alle
garanzie prestate all’atto della cessione della partecipazione a favore della Saipem Projects SpA.
Imposte sul reddito
(milioni di euro)
Esercizio
Primo semestre
2005
2005
2006
Variazione
Imposte correnti
(842)
- Ires
(462)
(484)
(199)
- Irap
(100)
(108)
(8)
Totale
(562)
(592)
(30)
Imposte differite
(215)
(165)
50
(32)
(15)
17
(247)
(180)
67
(809)
(772)
37
(1.041)
(540)
210
(330)
(1.371)
Imposte anticipate
Totale
(22)
Le imposte sul reddito di 772 milioni di euro diminuiscono di 37 milioni di euro a seguito essenzialmente del minor utile operativo, con un effetto di 122 milioni di euro di imposta. Tale effetto positivo è parzialmente assorbito: (i) dalla differenza tra la stima
delle imposte relative agli esercizi 2004 e 2005 e quelle determinate in base alle relative dichiarazioni dei redditi (21 milioni di
euro); (ii) dai maggiori proventi finanziari netti (21 milioni di euro); (iii) dalle maggiori plusvalenze imponibili derivanti dalla cessione di partecipazioni (18 milioni di euro); (iv) dai maggiori dividendi imponibili (16 milioni di euro).
Le imposte differite di 165 milioni di euro sono relative essenzialmente: (i) al maggior costo 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
(82 milioni di euro); (ii) agli ammortamenti deducibili ai soli fini fiscali in sede di dichiarazione dei redditi, al netto dei rigiri dell’esercizio (55 milioni di euro); (iii) alla quota imponibile del 5% relativa a dividendi stanziati e non ancora incassati (31 milioni di
euro). Tali effetti sono parzialmente compensati dal rigiro netto di imposte differite stanziate in relazione a plusvalenze e contributi a tassazione differita (8 milioni di euro).
Il rigiro di imposte anticipate di 15 milioni di euro è essenzialmente 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 dell’esercizio ammonta a 259 milioni di euro con un effetto di imposta di 85 milioni di euro. Tale
effetto è compensato essenzialmente dalle imposte anticipate stanziate in relazione a: (i) accantonamenti netti ai fondi rischi (47
milioni di euro); (ii) imposte anticipate riferite alle differenze tra valori civilisti e fiscali relative alla Syndial SpA inclusa nel consolidato fiscale nazionale (13 milioni di euro).
147
La differenza tra il tax rate effettivo (12,43%) e teorico (34,56%), pari al 22,13%, è dovuta essenzialmente: (i) alla quota non imponibile dei dividendi incassati nell’esercizio (con un effetto del 20,19%); (ii) alla cessione di partecipazioni in regime di participation
exemption (con un effetto sul tax rate del 2,88%); (iii) alla svalutazione non deducibile di partecipazioni (con un effetto sul tax rate
del -0,96%).
Stato patrimoniale riclassificato2
31.12.2005
30.06.2006
4.954
4.921
(33)
1.766
1.746
(20)
858
837
(21)
20.805
20.749
(56)
29
29
(milioni di euro)
Variazione
Partecipazioni
(445)
27.967
Fondo per benefici ai dipendenti
(120)
325
28.162
195
95
584
489
(255)
(257)
(2)
27.807
28.489
682
Patrimonio netto
26.872
28.973
2.101
Indebitamento (disponibilità) finanziario netto
Coperture
935
27.807
(484)
(1.419)
28.489
682
Investimenti
Cessioni, radiazioni e conferimenti di rami d’azienda
Altre variazioni
Saldo al 30 giugno 2006
Totale
Saldo al 31 dicembre 2005
(milioni di euro)
Immobili, impianti
e macchinari
Immobili, impianti e macchinari e attività immateriali
L’analisi della variazione degli immobili, impianti e macchinari e delle attività immateriali (54 milioni di euro) è la seguente:
4.954
858
5.812
325
66
391
(291)
(85)
(376)
(2)
(63)
(6)
(61)
4.921
(6)
837
5.758
Le altre variazioni degli immobili, impianti e macchinari (61 milioni di euro) riguardano essenzialmente la revisione delle stime
dei costi per abbandono e ripristino siti.
(2) Al fine di consentire un confronto omogeneo, anche lo stato patrimoniale riclassificato al 31 dicembre 2005 è stato oggetto di adeguamento ai nuovi principi contabili
internazionali. A pagina 152 è riportato il prospetto di riconduzione agli IFRS dello stato patrimoniale riclassificato al 31 dicembre 2005.
148
Partecipazioni
Le partecipazioni (20.749 milioni di euro) diminuiscono di 56 milioni di euro per effetto delle variazioni indicate nella tabella
seguente:
(milioni di euro)
Partecipazioni al 31 dicembre 2005
20.805
Incrementi per:
Interventi sul capitale
Eni Insurance Ltd
Agenzia Giornalistica Italiana SpA
100
4
104
Acquisizioni
Siciliana Gas SpA
98
Tecnomare SpA
8
EniTecnologie SpA
7
113
Decrementi per:
Cessioni
Snamprogetti SpA
Energy Maintenance Services SpA
(91)
(5)
(96)
Svalutazioni e perdite
Tigáz Zrt
Syndial SpA
Agenzia Giornalistica Italiana SpA
(108)
(65)
(4)
(177)
Partecipazioni al 30 giugno 2006
20.749
149
Le partecipazioni al 30 giugno 2006 sono analizzate nella tabella seguente:
(milioni di euro)
Valore netto
4.874
Eni Investments Plc
3.926
Italgas SpA
2.015
Snam Rete Gas SpA
1.991
Polimeri Europa SpA
1.379
Stoccaggi Gas Italia SpA
1.136
EniPower SpA
955
716
Eni Petroleum Co Inc
649
442
LNG Shipping SpA
285
Enifin SpA
253
Sofid SpA
241
Italgas Hellas SpA
198
Saipem SpA
182
170
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA
133
Raffineria di Gela SpA
123
Siciliana Gas SpA
123
Tigáz Zrt
116
Eni Insurance Ltd
100
Inversora de Gas Cuyana SA
75
Praoil Oleodotti Italiani SpA
74
Distribuidora de Gas del Centro SA
60
Syndial SpA
58
Trans Tunisian Pipeline Co Ltd
51
Ecofuel SpA
48
Eni International Bank Ltd
43
EniTecnologie SpA
38
Società Petrolifera Italiana SpA
36
Servizi Aerei SpA
28
Ieoc SpA
25
25
Fiorentina Gas Clienti SpA
24
Immobiliare Est SpA
19
Inversora de Gas del Centro SA
18
AgipRete SpA
15
Tecnomare SpA
15
Adriaplin doo
14
Distribuidora de Cuyana SA
14
Eni Servizi SpA
14
Hotel Assets Ltd
11
Altre
37
20.749
150
Il capitale di esercizio netto è analizzato nella tabella seguente:
31.12.2005
30.06.2006
Crediti commerciali
8.145
6.773
Rimanenze
1.312
1.663
822
818
(milioni di euro)
Crediti tributari
Variazione
(1.372)
351
(4)
Debiti commerciali
(5.792)
(5.465)
327
Debiti tributari
(1.157)
(1.839)
(682)
(2.548)
(2.667)
(119)
(132)
(312)
Altre attività (passività) nette di esercizio
(555)
95
(180)
1.613
2.168
584
489
I crediti commerciali (6.773 milioni di euro) diminuiscono di 1.372 milioni di euro per effetto del profilo di formazione del capitale di esercizio connesso alla stagionalità delle vendite, in particolare nella Divisione Gas & Power.
Le rimanenze (1.663 milioni di euro) sono costituite essenzialmente da greggio, da prodotti petroliferi e da gas naturale.
L’incremento del valore delle rimanenze è essenzialmente determinato dai maggiori prezzi d’acquisto conseguenti alle maggiori
quotazioni di mercato.
I debiti tributari (1.839 milioni di euro) aumentano di 682 milioni di euro per effetto essenzialmente dell’incremento dei debiti
per accise e imposta di consumo (396 milioni di euro) e per l’incremento dei debiti per Iva (168 milioni di euro).
I fondi per rischi e oneri (2.667 milioni di euro) riguardano essenzialmente: (i) il fondo smantellamento e ripristino siti (787 milioni di euro); (ii) il fondo rischi e oneri ambientali (475 milioni di euro); (iii) il fondo relativo alla stima degli oneri derivanti dall’applicazione delle delibere 248/2004 e 134/2006 dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas (367 milioni di euro); (iv) il fondo per
gli oneri derivanti dalla sanzione amministrativa comminata dall’Autorità garante della concorrenza e del mercato (290 milioni di
euro); (v) il fondo dismissioni e ristrutturazioni (165 milioni di euro); (vi) 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 (118 milioni di euro); (vii) il fondo per oneri di natura commerciale (77 milioni di euro); (viii) il fondo per gli oneri derivanti dalle garanzie prestate all’atto della cessione della Snamprogetti
SpA a favore della Saipem Projects SpA (65 milioni di euro).
Le altre attività nette di esercizio (1.613 milioni di euro) aumentano di 2.168 milioni di euro per effetto essenzialmente dei crediti a fronte del dividendo deliberato da Eni International BV (Eni 100%) ancora da distribuire per 1.942 milioni di euro.
31.12.2005
30.06.2006
Variazione
201
205
4
Fondo integrativo sanitario dirigenti Eni SpA
38
42
4
Altri fondi per benefici ai dipendenti
16
10
(6)
255
257
2
(milioni di euro)
Trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato
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.
151
Il fondo integrativo sanitario dirigenti Eni SpA accoglie la stima degli oneri, determinati su basi attuariali, relativi ai contributi da
corrispondere al fondo integrativo sanitario a beneficio dei dirigenti in servizio e in pensione.
Patrimonio netto
(milioni di euro)
Patrimonio netto al 31 dicembre 2005
26.872
Incremento per:
- utile primo semestre 2006
5.455
- azioni proprie cedute a fronte di piani di incentivazione dei dirigenti
18
- costo di competenza delle stock option-stock grant assegnate
6
5.479
Decremento per:
- distribuzione saldo dividendo 2005
(2.400)
- acquisto azioni proprie
(978)
(3.378)
Patrimonio netto al 30 giugno 2006
28.973
Indebitamento (disponibilità) finanziarie nette
Le disponibilità finanziarie nette al 30 giugno 2006 (484 milioni di euro) sono analizzate nella tabella seguente:
(milioni di euro)
Debiti finanziari e obbligazioni
31.12.2005
30.06.2006
Variazione
2.943
2.958
15
Disponibilità liquide
(749)
(688)
Titoli non strumentali all’attività operativa
(235)
(235)
(1.024)
(2.519)
(1.495)
(484)
(1.419)
Crediti finanziari non strumentali all’attività operativa
935
61
Il miglioramento della posizione finanziaria netta di 1.419 milioni di euro è dovuto essenzialmente al flusso di cassa generato dal
risultato operativo (3.533 milioni di euro), dagli incassi dei dividendi (1.994 milioni di euro) e dalle dismissioni (705 milioni di
euro), in parte assorbiti: (i) dal pagamento del dividendo 2005 (2.400 milioni di euro); (ii) dall’acquisto di azioni proprie (978
milioni di euro); (iii) dal pagamento delle imposte sul reddito (530 milioni di euro); (iv) dagli investimenti in immobilizzazioni
materiali e immateriali (391 milioni di euro); (v) dalla riduzione dei debiti per investimento (325 milioni di euro); (vi) dagli investimenti in partecipazioni (217 milioni di euro).
I titoli (235 milioni di euro) sono relativi a Certificati di Credito del Tesoro ottenuti a rimborso di crediti d’imposta.
Le disponibilità di 688 milioni di euro sono depositate essenzialmente presso Enifin SpA (624 milioni di euro).
I crediti finanziari non strumentali all’attività operativa di 2.519 milioni di euro riguardano essenzialmente un credito finanziario
a breve termine verso Enifin SpA.
152
(milioni di euro)
I semestre
2005
I semestre
2006
4.117
5.455
a rettifica:
- ammortamenti e altri componenti non monetarie
633
772
5
(605)
(2.179)
(3.203)
2.576
2.419
822
1.114
Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati
1.138
1.474
4.536
5.007
Variazione del capitale di esercizio relativo alla gestione
Investimenti in partecipazioni e titoli
Dismissioni
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 NETTO DELL’ESERCIZIO
Free cash flow
Indebitamento finanziario netto rami d’azienda acquisiti e disinvestiti
VARIAZIONE INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO
(349)
(391)
(4)
(217)
122
705
(78)
(325)
4.227
4.779
28
(1.495)
267
15
(3.602)
(3.360)
920
(61)
4.227
4.779
54
(3.602)
(3.360)
679
1.419
153
14
IFRS
4.733
Rettifiche
Riclassifiche (1)
(milioni di euro)
31.12.2005
Riconduzione agli IFRS dello stato patrimoniale riclassificato al 31 dicembre 2005
Partecipazioni
631
(4)
21.049
207
4.954
1.766
1.766
231
858
(244)
29
29
(447)
25.995
20.805
2
10
(445)
1.962
27.967
121
1.312
Rimanenze
Fondo per rischi e oneri
Altre attività e passività
1.191
724
(2.740)
(8)
196
(124)
(2.548)
(132)
47
34
549
43
(497)
95
(33)
(255)
(222)
26.322
Patrimonio netto (3)
25.440
Coperture
(4)
1.382
(724)
53
882
53
26.322
53
1.463
1.432
27.807
1.432
26.872
1.432
27.807
935
(1) Riguardano le riclassifiche essenzialmente: (i) dei crediti verso partner in joint venture; (ii) dei contributi a fondo perduto; (iii) dei ratei di interesse e dei risconti sui disaggi su prestiti e
costi di emissione dei prestiti obbligazionari.
(2) Vedi nota a pagina 129.
31 dicembre 2005).
154
Altre informazioni
Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio
Non si sono verificati fatti di rilievo dopo la chiusura dell’esercizio.
Evoluzione prevedibile della gestione
Nel 2006 sono previsti investimenti tecnici di circa 490 milioni di euro.
L’attività esplorativa sarà concentrata prevalentemente sui temi a gas nelle aree padano-appenniniche, nell’offshore siciliano e
adriatico e sui temi a olio nella Pianura Padana.
L’attività di sviluppo sarà volta all’ottimizzazione del recupero delle riserve dei giacimenti già in produzione, alla valorizzazione di
nuove riserve e alla prosecuzione del progetto di sviluppo della Val d’Agri.
La produzione di idrocarburi nel 2006 è attesa in flessione di circa il 6% a seguito del declino produttivo di giacimenti maturi e a
problemi di carattere operativo sul campo di Aquila. Questi fattori negativi saranno in parte compensati dagli interventi di ottimizzazione per il recupero delle riserve residue.
Nel 2006 proseguirà l’attuazione della strategia di crescita delle vendite di gas all’estero, in particolare in Europa, e di mantenimento dei margini e dei volumi di vendita sul mercato italiano.
L’impegno per la crescita sul mercato europeo è articolato in più linee di azione: (i) crescita della posizione sui mercati attrattivi
e in rapido sviluppo come la Francia, la Penisola Iberica e la Germania mediante l’incremento delle vendite a clienti finali con l’avvio di programmi strutturati di marketing; (ii) accelerazione dello sviluppo delle vendite di GNL anche al fine di valorizzare le riserve di gas equity; (iii) sviluppo dei servizi di logistica a supporto delle vendite.
Per cogliere i risultati attesi nel mercato italiano, prosegue 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. 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 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.
Per il 2006 i volumi di gas naturale venduti complessivamente in Italia e nel resto d’Europa (compresi i volumi venduti a società
controllate per autoconsumo) sono previsti, in condizioni climatiche normali, in lieve aumento (circa +1%) rispetto al 2005.
Nel 2006 sono previsti investimenti tecnici di circa 669 milioni 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 (34,22 milioni di tonnellate nel 2005) sono previste in lieve flessione rispetto al 2005 per effetto
essenzialmente della manutenzione delle raffinerie.
Le vendite sulla rete (8,76 milioni di tonnellate nel 2005) e l’erogato medio per stazione di servizio (2.509 mila litri nel 2005) sono
attesi sostanzialmente in linea con il 2005.
155
Acconto sul dividendo dell’esercizio 2006
Il Consiglio di Amministrazione ha confermato anche per l’esercizio 2006 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 2005 non risultano perdite relative all’esercizio o a esercizi precedenti;
- la società di revisione ha rilasciato in data 28 aprile 2006 un giudizio positivo sul bilancio 2005 approvato dall’Assemblea in data
25 maggio 2006.
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 2006, 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 2006: 5.4553 milioni di euro;
- ammontare delle riserve disponibili: 15.872 milioni di euro, come segue:
(milioni di euro)
Riserve di utili disponibili
Riserva disponibile
Riserva da contributi in conto capitale art. 88 D.P.R. n. 917/1986
Riserva art. 14 legge n. 342/2000
Riserva plusvalenze da realizzo titoli azionari legge n. 169/1983
Riserva da avanzo di fusione
Riserva art. 13 D.Lgs. n. 124/1993
Riserve di capitale
Riserva di rivalutazione legge n. 342/2000
Riserva conferimenti leggi nn. 730/1983, 749/1985, 41/1986
Riserva adeguamento patrimonio netto legge n. 292/1993
5.340
405
74
19
4
1
5.843
9.839
43
39
3
2
62
41
10.029
15.872
Essendo le riserve disponibili superiori all’utile distribuibile, l’utile del periodo 1° gennaio-30 giugno 2006 di 5.455.148 mila euro
può essere distribuito agli azionisti a titolo di acconto sul dividendo 2006.
Il Consiglio di Amministrazione delibera di distribuire un acconto sui dividendi relativo all’esercizio 2006 di 0,60 euro per azione
alle azioni che risulteranno in circolazione alla data di stacco cedola (23 ottobre 2006), escluse le azioni proprie in portafoglio a
quella data, con messa in pagamento a partire dal 26 ottobre 2006.
La società di revisione ha rilasciato il parere previsto dall’art. 2433-bis, comma 5, del codice civile.
(3) Nessun accantonamento è dovuto alla riserva legale che ha già raggiunto il limite legale.
156
ENI RELAZIONE SEMESTRALE 2006 / RELAZIONI DELLA SOCIETÀ DI REVISIONE
Relazioni della Società di revisione
157
158
159
160
161
162
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
Allegati alla relazione semestrale
consolidata di Eni al 30 giugno 2006
Imprese e partecipazioni rilevanti di Eni SpA al 30 giugno 2006
Imprese consolidate
Partecipazioni di imprese consolidate (b)
Valutate con il metodo del patrimonio netto
Valutate con il metodo del costo
Italia
Estero
Totale
56
202
258
18
6
24
51
12
63
69
18
87
5
5
Partecipazioni di imprese non consolidate
Possedute da imprese controllate
Possedute da imprese a controllo congiunto
Totale imprese
80
5
270
Altre
partecipazioni
rilevanti (a)
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 2006, 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 2006 le imprese di Eni SpA sono così ripartite:
5
350
Italia
Estero
Totale
Italia
Estero
Totale
51
15
66
85
22
107
136
37
173
10
10
21
21
31
31
3
3
69
3
18
21
128
3
21
24
197
10
21
31
(a) Riguardano le partecipazioni in società diverse dalle controllate e collegate non quotate superiori al 10% del capitale.
(b) Le partecipazioni in imprese controllate valutate con il metodo del patrimonio netto e 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 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 2006 Eni controlla 15 società residenti o con filiali (3) in Stati o territori a regime fiscale privilegiato elencati negli artt.
1 e 2 del Decreto, di cui 6 rivengono dalle acquisizioni della Lasmo Plc e della Bouygues Offshore SA. Di queste 15 società, 7 sono
soggette a imposizione in Italia o perché incluse nella dichiarazione dei redditi di Eni SpA (6) o perché divenute fiscalmente residenti
a seguito del trasferimento in Italia della sede dell’amministrazione (1). Le restanti 8 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 20 società residenti in Stati o territori elencati nell’art. 3 del Decreto, nessuna delle quali si avvale dei regimi ivi
previsti.
Nessuna società ha emesso strumenti finanziari e tutti i bilanci 2005 sono stati oggetto di revisione contabile da parte della
PricewaterhouseCoopers, tranne i bilanci della Petromar Lda con sede in Angola, oggetto di revisione da parte della Auren, e della
Saibos Fze con sede negli Emirati Arabi Uniti, oggetto di revisione da parte della Ernst & Young. Ai fini dell’espressione del giudizio sul
bilancio consolidato, la PricewaterhouseCoopers si è assunta la responsabilità dei lavori svolti da parte delle due società di revisione.
Nel successivo elenco delle imprese controllate, le società residenti in Stati o territori di cui al Decreto sono contrassegnate da un
richiamo alla nota a pié pagina dove viene indicato il riferimento agli articoli del Decreto e il trattamento fiscale in Italia del reddito della società.
164
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
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
4.005.358.876
% Consolidata
di pertinenza Eni
EUR
Soci
Roma
Capitale
Sede
Eni SpA (#)
Valuta
Denominazione
IMPRESA CONSOLIDANTE
Ministero dell’economia 20,31
e delle finanze
Cassa Depositi e Prestiti SpA 9,99
Eni SpA
7,51
Altri Soci
62,19
IMPRESE CONTROLLATE
Consorzio SET Sviluppo
Elettrico Trecate
(in liquidazione)
Eni East Africa SpA
Eni Medio Oriente SpA
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA
Eni Timor Leste SpA
Ieoc SpA
Società Petrolifera
Italiana SpA
Stoccaggi Gas Italia SpA (Stogit SpA)
Sviluppo Tecnologie Industriali SpA
San Martino Trecate
EUR
5.680.950
San Donato Milanese
San Donato Milanese
Gela
San Donato Milanese
San Donato Milanese
San Donato Milanese
EUR
EUR
EUR
EUR
EUR
EUR
120.000
824.000
5.200.000
120.000
25.000.000
37.980.800
San Donato Milanese
Pisa
EUR
EUR
152.205.500
250.000
EUR
2.064.000
EUR
Tecnomare - Società per lo Sviluppo Venezia
delle Tecnologie Marine SpA
Eni SpA
Soci terzi
% Possesso
Soci
Capitale
Valuta
Sede
Denominazione
IN ITALIA
50,00
50,00
Co.
Eni SpA
Eni SpA
Eni SpA
Eni SpA
Eni SpA
Eni SpA
Soci terzi
Eni SpA
Tecnomare SpA
Soci Terzi
Eni SpA
Snamprogetti SpA
Saipem SpA
Soci Terzi
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
99,96
0,04
100,00
66,83
33,17
65,00
10,00
5,00
20,00
P.N.
P.N.
C.I.
P.N.
C.I.
C.I.
20.000
100,00
EUR
20.005
100,00
100,00
C.I.
NGN
50.000
C.I.
20.005
95,00
5,00
100,00
100,00
EUR
Eni Oil Holdings BV
100,00
C.I.
EUR
52.500
Agip Caspian Sea BV
100,00
EUR
20.000
100,00
EUR
20.000
100,00
100,00
100,00
99,96
100,00
C.I.
P.N.
71,55
C.I.
ALL’ESTERO
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
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Lagos
(Nigeria)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
L’Aia
(Paesi Bassi)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
P.N.
Co.
100,00
C.I.
P.N.
(*) C.I. = consolidamento integrale, 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.
(1) 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.
165
Agip USA Inc
(in liquidazione)
AKD Petroleum Operating BV
Eni A E P 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 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
Eni BB Petroleum Inc
Eni Birch Ltd
Eni BTC Ltd
Eni Bukat Ltd
Eni Bulungan BV
Eni China BV
Eni Congo Holding BV
Eni Congo SA
Eni Croatia BV
(*)
(a)
(2)
(10)
Wilmington
(USA)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Londra
(Regno Unito)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Lussemburgo
(Lussemburgo)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Londra
(Regno Unito)
Wilmington
(USA)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Londra
(Regno Unito)
Buenos Aires
(Argentina)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Londra
(Regno Unito)
Londra
(Regno Unito)
Londra
(Regno Unito)
Londra
(Regno Unito)
Wilmington
(USA)
Londra
(Regno Unito)
Londra
(Regno Unito)
Londra
(Regno Unito)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Brazzaville
(Congo)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
USD
3.000.000
EUR
18.148
GBP
73.471.000
EUR
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
% Consolidata
di pertinenza Eni
100,00
Agip Azerbaijan BV
100,00
Eni UK Ltd
100,00
100,00
C.I.
20.000
100,00
100,00
C.I.
USD
12.000
Eni Oil Holdings BV
100,00
100,00
C.I.
EUR
20.000
100,00
100,00
C.I.
GBP
1
Eni Indonesia Ltd
100,00
100,00
C.I.
USD
100.072.000
100,00
C.I.
EUR
20.000
100,00
100,00
C.I.
EUR
20.000
100,00
100,00
C.I.
GBP
187.916.668
ARS
2.000.000
EUR
20.000
Eni Ventures Plc
Eni India Ltd
Eni UK Ltd
Eni Oil Holdings BV
99,99
(..)
(..)
95,00
5,00
100,00
100,00
C.I.
GBP
20.000.000
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
82.733.977,500
Eni UK Ltd
100,00
P.N.
USD
1.000
100,00
100,00
C.I.
GBP
5.001.000
Eni UK Ltd
100,00
100,00
C.I.
GBP
34.000.000
100,00
GBP
1
Eni Indonesia Ltd
100,00
100,00
C.I.
EUR
20.000
100,00
100,00
C.I.
EUR
20.000
100,00
100,00
C.I.
EUR
29.832.777,12
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
100,00
C.I.
Eni UHL Ltd
Soci terzi
C.I. = consolidamento integrale, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo
Percentuale di voto spettante nell’assemblea ordinaria:
Eni UHL Ltd
100,00
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.
166
% Possesso
Soci
Capitale
Valuta
Sede
Denominazione
0,07
99,93
Co.
(a)
Co.
P.N.
P.N.
Eni Ganal Ltd
Eni Gas & Power LNG Australia BV
Eni Grand Maghreb BV
Eni Guibsen Exploration BV
Eni India Ltd
Eni Indonesia Ltd
Eni International Exploration Ltd
(in liquidazione)
Eni International Ltd
(in liquidazione)
Eni International NA NV Sàrl (10)
Eni Investments Plc
Eni Iran BV
Eni Ireland BV
Eni JPDA 03-13 Ltd
Eni JPDA 03-21 BV
Eni Krueng Mane Ltd
Eni Lasmo Plc
Eni Liverpool Bay Ltd
Eni LNS Ltd
Eni Management International
Services BV
Eni Marketing Inc
Eni MEP Ltd
Eni MHH Ltd
(in liquidazione)
EUR
90
Eni Oil Holdings BV
100,00
100,00
C.I.
EUR
20.000
100,00
100,00
C.I.
GBP
100
Eni UK Ltd
100,00
100,00
C.I.
EUR
20.000
100,00
GBP
21.250.000
Eni MHH Ltd (L)
100,00
GBP
11.000
Eni UKCS Ltd
100,00
GBP
2
Eni Indonesia Ltd
100,00
100,00
C.I.
EUR
10.000.000
100,00
100,00
C.I.
EUR
90,450
Eni North Africa BV
100,00
100,00
C.I.
EUR
20.000
100,00
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
100,00
100,00
C.I.
GBP
2.750.050.000
C.I.
20.000
99,99
(..)
100,00
100,00
EUR
Eni SpA
Eni UK Ltd
100,00
C.I.
EUR
20.000
100,00
100,00
C.I.
GBP
250.000
100,00
100,00
C.I.
EUR
20.000
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
EUR
20.000
Eni Russia BV
100,00
USD
1.000
100,00
100,00
C.I.
GBP
570.000
Eni Lasmo Plc
100,00
100,00
C.I.
GBP
33.403.604,150
Eni MOG Ltd (L)
100,00
100,00
C.I.
% Possesso
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
Eni Energy Ltd
(in liquidazione)
Eni Forties Ltd
% Consolidata
di pertinenza Eni
Eni Energy BV
Soci
Eni Elgin/Franklin Ltd
Capitale
Eni Denmark BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Londra
(Regno Unito)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Londra
(Regno Unito)
Londra
(Regno Unito)
Londra
(Regno Unito)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
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)
Londra
(Regno Unito)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Londra
(Regno Unito)
Londra
(Regno Unito)
Londra
(Regno Unito)
Londra
(Regno Unito)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Wilmington
(USA)
Londra
(Regno Unito)
Londra
(Regno Unito)
Valuta
Eni Dación BV
Sede
Denominazione
P.N.
100,00
C.I.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
C.I.
P.N.
(10) Inclusa nell’elenco di cui all’art. 3 del Decreto Ministeriale 21 novembre 2001: non si avvale di regimi fiscali privilegiati.
167
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
Eni Pakistan (M) Ltd Sàrl (10)
Eni Papalang Ltd
Eni Petroleum US Llc
(ex Eni Deepwater Llc)
Eni Popodi Ltd
Eni Rapak Ltd
Eni Resources Ltd
(in liquidazione)
Eni Russia BV
Eni Securities Ltd
Eni South China Sea Ltd Sàrl (10)
Eni TNS Ltd
Eni Trading BV
Eni Trinidad and Tobago
Exploration BV
Eni Trinidad and Tobago Ltd
100,00
C.I.
Eni ULT Ltd
100,00
100,00
C.I.
99,99
(..)
100,00
100,00
C.I.
90
Eni Lasmo Plc
Eni LNS Ltd
Eni Oil Holdings BV
EUR
20.000
100,00
100,00
GBP
566.903
NOK
278.000.000
Eni Lasmo Plc
Eni Pakistan Ltd
99,99
(..)
100,00
100,00
C.I.
EUR
20.000
100,00
100,00
C.I.
GBP
1.000
Eni Lasmo Plc
100,00
100,00
C.I.
BRL
738.155.000
C.I.
198.800
99,99
(..)
100,00
100,00
USD
Soci terzi
Eni America Ltd
100,00
C.I.
EUR
90,900
Eni ULX Ltd
100,00
100,00
C.I.
GBP
2
Eni Lasmo Plc
100,00
GBP
90.087
Eni ULX Ltd
100,00
100,00
C.I.
USD
12.000
Eni Oil Holdings BV
100,00
100,00
C.I.
GBP
2
Eni Indonesia Ltd
100,00
100,00
C.I.
USD
156.600.000
C.I.
1.000
63,86
36,14
100,00
100,00
USD
Eni SpA
Eni BB Petroleum Inc
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.
EUR
20.000
100,00
100,00
C.I.
GBP
187.002
Eni Lasmo Plc
100,00
100,00
C.I.
USD
12.000
100,00
GBP
196.976.684,010
Eni TTO Ltd
100,00
100,00
C.I.
EUR
3.720.000
100,00
100,00
C.I.
EUR
20.000
100,00
100,00
C.I.
TTD
100.000
100,00
100,00
C.I.
20.000
GBP
5.000.002
GBP
220.711.147,500
EUR
168
% Possesso
100,00
EUR
Soci
Capitale
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
Eni Middle East Ltd
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)
Lussemburgo
(Lussemburgo)
Londra
(Regno Unito)
Wilmington
(USA)
Wilmington
(USA)
Londra
(Regno Unito)
Londra
(Regno Unito)
Londra
(Regno Unito)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Londra
(Regno Unito)
Lussemburgo
(Lussemburgo)
Aberdeen
(Regno Unito)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Port of Spain
(Trinidad e Tobago)
% Consolidata
di pertinenza Eni
Eni Middle East BV
Valuta
Sede
Denominazione
P.N.
C.I.
Co.
Co.
P.N.
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
Eni US Operating Co Inc
Eni Venezuela BV
Eni Ventures Plc
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
100,00
C.I.
90
Eni Oil Holdings BV
100,00
100,00
C.I.
20.000
100,00
100,00
C.I.
2
Eni ULT Ltd
100,00
100,00
C.I.
40.100.000
Eni ULT Ltd
100,00
100,00
C.I.
17.000.100
Eni UK Ltd
100,00
100,00
C.I.
100,00
100,00
C.I.
Eni Lasmo Plc
100,00
100,00
C.I.
Eni ULT Ltd
100,00
100,00
C.I.
10.000
Eni Marketing Inc
100,00
100,00
C.I.
1.000
Eni Oil & Gas Inc
100,00
100,00
C.I.
1.000
100,00
100,00
C.I.
20.000
100,00
100,00
C.I.
278.050.000
99,99
(..)
100,00
100,00
C.I.
20.000
Eni Oil Holdings BV
100,00
C.I.
20.000
100,00
100,00
C.I.
250.000.000
93.215.492,250
200.010.000
2
0,100
12.000
% Possesso
100,00
57.085.385
Soci
Eni Lasmo Plc
Capitale
Valuta
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
Eni Tunisia BEK BV
Londra
GBP
(Regno Unito)
Amsterdam
EUR
(Paesi Bassi)
Amsterdam
EUR
(Paesi Bassi)
Londra
GBP
(Regno Unito)
Londra
GBP
(Regno Unito)
Londra
GBP
(Regno Unito)
Londra
GBP
(Regno Unito)
Londra
GBP
(Regno Unito)
Londra
GBP
(Regno Unito)
Wilmington
USD
(USA)
Wilmington
USD
(USA)
Wilmington
USD
(USA)
Amsterdam
EUR
(Paesi Bassi)
Londra
GBP
(Regno Unito)
Amsterdam
EUR
(Paesi Bassi)
Amsterdam
EUR
(Paesi Bassi)
Londra
GBP
(Regno Unito)
Toronto
CAD
(Canada)
Hamilton
USD
(Bermuda)
Lagos
NGN
(Nigeria)
Lagos
NGN
(Nigeria)
Lagos
NGN
(Nigeria)
Hamilton
USD
(Bermuda)
Port Moresby
PGK
(Papua Nuova Guinea)
% Consolidata
di pertinenza Eni
Eni TTO Ltd
Sede
Denominazione
Eni Grand Maghreb BV 50,00
Eni Neptune Ltd (L)
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 Oil Holdings BV
Eni Oil Holdings BV
NAOC Ltd
Nigerian Agip E. Ltd
Eni UHL Ltd
3.015.682
100,00
5.000.000
1.800.000
1.250.000
P.N.
P.N.
P.N.
(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.
169
Gas & Power
Compagnia Napoletana
di Illuminazione e Scaldamento
col Gas SpA
Eni Gas & Power Deutschland SpA
Napoli
EUR
15.400.000
San Donato Milanese
EUR
5.543.728
Eni SpA
Eni Hellas SpA
(ex Italgas Hellas SpA)
EniPower Mantova SpA
(ex EniPower Iniziative
Industriali SpA)
EniPower SpA
EniPower Trasmissione SpA
Fiorentina Gas Clienti SpA
GNL Italia SpA
LNG Shipping SpA
Napoletana Gas Clienti SpA
Partecipazioni Industriali SpA
San Donato Milanese
EUR
149.000.000
Eni SpA
San Donato Milanese
EUR
124.150.000
EniPower SpA
Soci terzi
San Donato Milanese
San Donato Milanese
Firenze
San Donato Milanese
San Donato Milanese
Napoli
Torino
EUR
EUR
EUR
EUR
EUR
EUR
EUR
944.947.849
16.362.447,720
6.000.000
17.300.000
240.900.000
5.000.000
65.850.000
Servizi Territori Aree Penisole SpA
Napoli
EUR
120.000
Siciliana Gas SpA
Siciliana Gas Vendite SpA
Palermo
Palermo
EUR
EUR
34.927.589,400
5.100.000
Snam Rete Gas SpA (#)
San Donato Milanese
EUR
1.955.799.200
Società EniPower Ferrara rl
San Donato Milanese
EUR
70.000.000
Società Italiana per il Gas pA
Umbria Distribuzione Gas SpA
Torino
Terni
EUR
EUR
239.844.822
120.000
Valuta
(a) Percentuale di voto spettante nell’assemblea ordinaria:
Eni SpA
51,22
Soci terzi
48,78
170
Italgas SpA
Eni SpA
Saipem SpA
Snamprogetti SpA
Soci terzi
Italgas SpA
Soci terzi
Eni SpA
EniPower SpA
Eni SpA
Snam Rete Gas SpA
Eni SpA
Napoletana Gas SpA
Italgas SpA
Soci terzi
Napoletana Gas SpA
Soci terzi
Eni SpA
Siciliana Gas SpA
Eni SpA
Eni SpA
Snam Rete Gas SpA
Soci terzi
EniPower SpA
Soci terzi
Eni SpA
Italgas SpA
Soci terzi
35,20
10,20
2,55
2,55
49,50
99,69
0,31
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
4.950.000
% Consolidata
di pertinenza Eni
EUR
% Possesso
Napoli
Soci
Sede
Acqua Campania SpA
Capitale
Denominazione
IN ITALIA
47,63
C.I.
99,69
C.I.
100,00
100,00
C.I.
100,00
100,00
C.I.
86,50
13,50
86,50
C.I.
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
99,99
(..)
70,00
30,00
100,00
99,99
(..)
50,05
2,28
47,67
51,00
49,00
100,00
60,00
40,00
100,00
100,00
100,00
51,22
100,00
99,69
100,00
C.I.
C.I.
C.I.
C.I.
C.I.
C.I.
C.I.
P.N.
(a)
100,00
100,00
C.I.
C.I.
51,22
C.I.
51,00
C.I.
100,00
C.I.
P.N.
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 CH SA (10)
Eni Gas & Power GmbH
Eni G&P Trading BV
Eni Gas Trading Europe BV
(in liquidazione)
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 Tiszántúli Gázszolgáltató
Zártkörûen Mûködõ
Részvénytársaság
Trans Tunisian Pipeline Co Ltd (3)
Turul Gázvezeték Építõ
es Vagyonkezelõ
SIT
3.105.000.000
ARS
202.351.288
Madrid
EUR
(Spagna)
Lugano
CHF
(Svizzera)
Francoforte sul Meno EUR
(Germania)
Amsterdam
EUR
(Paesi Bassi)
Amsterdam
EUR
(Paesi Bassi)
San Paolo
BRL
(Brasile)
Tatabánya
HUF
(Ungheria)
Amsterdam
EUR
(Paesi Bassi)
Buenos Aires
ARS
(Argentina)
Tunisi
TND
(Tunisia)
Tunisi
TND
(Tunisia)
Hajdúszoboszló
(Ungheria)
Hajdúszoboszló
(Ungheria)
St. Helier
(Channel Islands)
Tatabánya
(Ungheria)
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
% Consolidata
di pertinenza Eni
% Possesso
Soci
Capitale
Valuta
Sede
Denominazione
ALL’ESTERO
51,00
49,00
51,00
6,84
42,16
100,00
51,00
C.I.
45,60
C.I.
2.000.000
Eni SpA
Soci terzi
Inv. Gas Cuyana SA
Eni SpA
Soci terzi
54.000.000
100,00
100,00
C.I.
75.000
100,00
100,00
C.I.
70.000
100,00
100,00
C.I.
91.000
100,00
100,00
C.I.
396.363.600
Italgas SpA
Turul Gáz. Rt
Soci terzi
Eni North Africa BV
Soci terzi
Eni SpA
Soci terzi
Soci terzi
80,00
20,00
50,15
49,85
75,00
25,00
76,00
24,00
66,67
33,33
100,00
100,00
C.I.
75,00
C.I.
76,00
C.I.
66,67
C.I.
100,00
C.I.
Tigáz Zrt
100,00
Eni SpA
Tigáz Zrt
Sofid SpA
Soci terzi
Eni SpA
50,00
0,16
(..)
49,84
100,00
Tigáz Zrt
Soci terzi
58,42
41,58
609.600.000
200.000.000
60.012.000
99.000
200.000
HUF
52.780.000
HUF
17.000.000.000
EUR
1.098.000
HUF
404.000.000
P.N.
P.N.
(a)
50,08
C.I.
100,00
C.I.
P.N.
(*)
(a)
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.
171
Pomezia
EUR
117.757
Costiero Gas Livorno SpA
Livorno
EUR
26.000.000
Ecofuel SpA
Intermode Trasporti Logistica
Integrata SpA
Petrolig Srl
Milano
Roma
Genova
EUR
EUR
EUR
52.000.000
321.240.000
1.290.000
Genova
EUR
104.000
Petroven Srl
Genova
EUR
156.000
Praoil Oleodotti Italiani SpA
Raffineria di Gela SpA
SeaPad SpA
Genova
Gela
Genova
EUR
EUR
EUR
74.189.479
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)
Buenos Aires
(Argentina)
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
% Consolidata
di pertinenza Eni
3.637.000
15.480.000
516.460
5.160
% Possesso
EUR
EUR
EUR
EUR
Soci
Roma
Roma
Milano
Cittàducale
Capitale
Sede
AgipFuel SpA
AgipRete 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
AgipRete SpA
Soci terzi
Eni SpA
Eni SpA
Praoil SpA
100,00
100,00
100,00
70,00
30,00
51,00
41,66
7,34
65,00
35,00
100,00
100,00
100,00
C.I.
C.I.
C.I.
Co.
Praoil SpA
Soci terzi
Praoil SpA
Soci terzi
Eni SpA
Eni SpA
Praoil SpA
Soci terzi
70,00
30,00
68,00
32,00
100,00
100,00
80,00
20,00
Eni SpA
100,00
Agip Deutsch. GmbH
Agip Austria GmbH
75,00
25,00
100,00
100,00
1.934.040
100,00
100,00
C.I.
CZK
1.511.913.000
100,00
100,00
C.I.
EUR
90.000.000
C.I.
103.142,080
100,00
C.I.
EUR
61.600.000
94,90
5,10
99,93
0,07
100,00
100,00
USD
Eni Oil Holdings BV
Esain SA
100,00
C.I.
EUR
56.800.000
100,00
100,00
C.I.
HUF
9.491.500.000
C.I.
1.000.000
100,00
C.I.
HUF
980.000.000
99,42
0,58
99,99
(..)
100,00
99,42
ARS
Soci terzi
Soci terzi
Agip Hungaria Zrt
99,42
C.I.
Co.
65,00
C.I.
100,00
100,00
100,00
C.I.
C.I.
C.I.
70,00
C.I.
68,00
C.I.
100,00
100,00
C.I.
C.I.
P.N.
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 Sarl
(ex Agip Française SA)
Agip Hungaria Zrt
Agip Lubricantes SA
Agip Pannónia Kft
172
P.N.
C.I.
P.N.
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)
C.I.
23.876.310
100,00
100,00
C.I.
EUR
2.000.000
Agip Deutsch. GmbH
100,00
100,00
C.I.
SIT
909.560.400
100,00
100,00
C.I.
SKK
470.000.000
100,00
100,00
C.I.
CHF
102.500.000
C.I.
18.160
99,99
(..)
100,00
100,00
EUR
Soci terzi
GBP
500
100,00
USD
27.000.000
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
100,00
P.N.
USD
36.000
Agip Ecuador SA
100,00
P.N.
2.754.480
RON
% Possesso
100,00
EUR
Soci
100,00
Capitale
Agip España SA
Valuta
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
Agip Romania SA
Alès
(Portogallo)
Bucarest
(Romania)
Würzburg
(Germania)
Lubiana
(Slovenia)
Bratislava
(Repubblica Slovacca)
Losanna
(Svizzera)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Londra
(Regno Unito)
Wilmington
(USA)
Quito
(Ecuador)
Quito
(Ecuador)
Londra
(Regno Unito)
Mosca
(Federazione Russa)
Quito
(Ecuador)
% Consolidata
di pertinenza Eni
Agip Portugal - Combustiveis SA
Sede
Denominazione
P.N.
P.N.
100,00
C.I.
P.N.
100,00
(*)
(4)
C.I.
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.
173
Brindisi
EUR
1.549.060
Ravenna Servizi Industriali ScpA
Ravenna
EUR
6.000.000
Budapest
(Ungheria)
HUF
2.113.902.000
Al Terneuzen
(Paesi Bassi)
Wilmington
(USA)
Nivelles
(Belgio)
Manno
(Svizzera)
Champagnier
(Francia)
Mardyck
(Francia)
Eschborn Taunus
(Germania)
Atene
(Grecia)
Barcellona
(Spagna)
Istanbul
(Turchia)
Copenaghen
(Danimarca)
Varsavia
(Polonia)
Viana do Castelo
(Portogallo)
Hythe
(Regno Unito)
EUR
36.000
Polimeri Europa SpA
77,91
Polimeri Benelux SA
11,05
Polimeri Europa GmbH 11,04
Polimeri Eur. UK Ltd
100,00
USD
78.370
Polimeri Europa SpA
EUR
10.000.000
CHF
100.000
EUR
13.011.904
EUR
100,00
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
Brindisi Servizi Generali Scarl
Eni SpA
% Consolidata
di pertinenza Eni
1.465.000.000
% Possesso
EUR
Soci
Brindisi
Capitale
Sede
Polimeri Europa SpA
Valuta
Denominazione
Petrolchimica
100,00
C.I.
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
48,31
28,10
1,66
21,93
P.N.
P.N.
ALL’ESTERO
Dunastyr Polisztirolgyártó
Zártkoruen Mukodo
Kelvin Terminals Koelveem BV
Polimeri Europa Americas Inc
Polimeri Europa Benelux SA
Polimeri Europa Distribution SA (10)
Polimeri Europa Elastomères
France SA
Polimeri Europa France SAS
Polimeri Europa GmbH (12)
Polimeri Europa Hellas SA
Polimeri Europa Ibérica SA
Polimeri Europa Kimya Ürünleri
Ticaret Ltd Sirketi
Polimeri Europa Norden AS
Polimeri Europa Polska Sp. zo.o
Polimeri Europa Portugal SA
Polimeri Europa UK Ltd
C.I.
P.N.
100,00
P.N.
Polimeri Europa SpA
99,99
Polimeri Distrib. SA
(..)
100,00
99,99
(..)
100,00
100,00
C.I.
126.115.582,900
Polimeri Europa SpA
Soci terzi
Polimeri Europa SpA
100,00
C.I.
EUR
100.000
Polimeri Europa SpA
100,00
100,00
C.I.
EUR
342.000
Polimeri Europa SpA
100,00
EUR
2.524.200
Polimeri Europa SpA
100,00
TRL
20.000
C.I.
DKK
P.N.
P.N.
100,00
C.I.
3.000.000
Polimeri Europa SpA
90,00
Polimeri Europa SpA
100,00
P.N.
PLN
1.000.000
Polimeri Europa SpA
100,00
P.N.
EUR
50.000
4.004.040
99,56
0,44
100,00
P.N.
GBP
Polimeri Eur. UK Ltd
Soci terzi
Polimeri Europa SpA
(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.
174
100,00
P.N.
100,00
C.I.
Eni SpA
Saipem SpA
Soci terzi
42,91
1,75
55,34
(a)
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
% Consolidata
di pertinenza Eni
% Possesso
Soci
San Donato Milanese
Capitale
Sede
Saipem SpA (#)
Valuta
Denominazione
Costruzioni e Perforazioni
EUR
441.410.900
43,69
C.I.
BOS Italia Srl
Consorzio Saipem Energy
International - Tecnomare
(in liquidazione)
Consorzio Sapro
Milano
EUR
San Giuliano Milanese EUR
10.000
10.000
43,69
57,62
C.I.
C.I.
San Giovanni Teatino
EUR
10.329,140
Saipem SpA
Soci terzi
51,00
49,00
Energy Maintenance Services SpA
Intermare Sarda SpA
Saipem Energy International SpA
Saipem FPSO SpA
Saipem Projects SpA
San Donato Milanese
Tortolì
San Donato Milanese
San Donato Milanese
San Donato Milanese
EUR
EUR
EUR
EUR
EUR
9.020.216
6.708.000
2.550.000
884.000
5.000.000
Saipem SpA
Saipem SpA
Saipem SpA
Saipem SpA
Saipem SpA
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
43,69
43,69
43,69
43,69
43,69
C.I.
C.I.
C.I.
C.I.
C.I.
Pointe Noire
(Congo)
Londra
(Regno Unito)
Londra
(Regno Unito)
Francoforte sul Meno
(Germania)
XAF
200.000.000
C.I.
5.000.000
43,69
C.I.
GBP
3.300.000
99,99
0,01
99,99
(..)
100,00
43,69
GBP
Saipem SA
Soci terzi
Saipem SA
Entreprise N. M. SA
BOS Investment Ltd
43,69
C.I.
EUR
25.564,590
Saipem SA
Camom SA
43,69
C.I.
Spergau
(Germania)
EUR
25.564,590
Camom GmbH
100,00
Co.
Spergau
(Germania)
EUR
25.564,590
Camom GmbH
100,00
Co.
Montigny le Bretonneux
(Francia)
Montreal
(Canada)
S. Vigor d’Ymonville
(Francia)
Funchal
(Portogallo)
EUR
2.897.500
CAD
100
Saipem SA
Soci terzi
European M. C. BV
99,99
(..)
100,00
EUR
305.000
EUR
5.000
Camom SA
Soci terzi
Saipem SA
99,97
0,03
100,00
EUR
1.018.700
KZT
1.105.930.000
IN ITALIA
Saipem SA
Saipem Energy I. SpA
Tecnomare SpA
100,00
50,00
50,00
Co.
ALL’ESTERO
BOSCONGO SA
BOS Investment Ltd
BOS - UIE Ltd
Camom Gesellschaft
für Instandhaltung
und Montagen mbH
Camom Industrie
Instandhaltung GmbH & Co Kg
(in liquidazione)
Camom Industrie Instandhaltung
Verwaltungs GmbH
(in liquidazione)
Camom SA
CENMC Canada Inc
Conception Maintenance
Petrochimique de l’Ouest SA
Delong Hersent - Estudos,
Construções Maritimas
e Participações, Unipessoal Lda
Entreprise Nouvelle Marcellin SA
ER SAI Caspian Contractor Llc
Marsiglia
(Francia)
Almaty
(Kazakhstan)
Saipem SA
Soci terzi
Saipem Intern. BV
Soci terzi
95,00
5,00
99,99
(..)
50,00
50,00
43,69
C.I.
43,69
C.I.
P.N.
43,69
C.I.
43,69
C.I.
21,85
C.I.
Eni SpA
43,69
Soci terzi
56,31
175
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
% Consolidata
di pertinenza Eni
% Possesso
Soci
Capitale
EUR
90.760
Saipem Intern. BV
100,00
43,69
C.I.
GBP
1.000.000
C.I.
20.000.000
50,00
50,00
100,00
43,69
USD
E.M.I. Ltd
Saipem UK Ltd
Saipem Intern. BV
43,69
C.I.
EUR
18.000
ERS BV
100,00
43,69
C.I.
CHF
5.000.000
Saipem Intern. BV
100,00
43,69
C.I.
INR
100.000
Serv.Eq.Gaz.Petr.SA
Soci terzi
55,00
45,00
23,97
C.I.
INR
100.000
Saipem SA
Sofresid SA
99,99
0,01
43,69
C.I.
Krasnodar
RUB
(Federazione Russa)
Moss Arctic Offshore AS
Lysaker
NOK
(Norvegia)
Moss Maritime AS
Lysaker
NOK
(Norvegia)
Moss Maritime Inc
Houston
USD
(USA)
Moss Offshore AS
Lysaker
NOK
(Norvegia)
Nigerian Services & Supply Co Ltd
Lagos
NGN
(Nigeria)
North Caspian Service Co
Almaty
KZT
(Kazakhstan)
Petrex SA
Iquitos
PEN
(Perù)
Petromar Lda (10)
Luanda
USD
(Angola)
PT Saipem Indonesia
Jakarta
USD
(Indonesia)
PT Sofresid Engineering
Jakarta
IDR
(Indonesia)
Saibos Construções Maritimas Lda Funchal
EUR
(Portogallo)
Saibos Fze (9)
Dubai
AED
(Emirati Arabi Uniti)
Saibos SAS
Montigny le Bretonneux EUR
(Francia)
Saigut SA De Cv
Ensenada
MXN
(Messico)
Saimexicana SA De Cv
Città del Messico
MXN
(Messico)
Saipem America Inc
Wilmington
USD
(USA)
Saipem Argentina de Perforaciones, Buenos Aires
ARS
Montajes y Proyectos Sociedad
(Argentina)
Anónima, Minera, Industrial,
Comercial y Financiera
1.603.800
Saipem Intern. BV
100,00
43,69
C.I.
100.000
Moss Maritime AS
100,00
43,69
C.I.
40.000.000
Saipem Intern. BV
100,00
43,69
C.I.
145.000
Moss Maritime AS
100,00
43,69
C.I.
20.000.000
Moss Maritime AS
100,00
43,69
C.I.
40.000.000
Saipem SA
Soci terzi
Saipem Intern. BV
99,99
(..)
100,00
43,69
C.I.
43,69
C.I.
Saipem Intern. BV
Soci terzi
Delong H-ECMP Lda
Soci terzi
Saipem Intern. BV
Saipem Asia Sdn Bhd
Saipem Intern. BV
99,99
(..)
70,00
30,00
99,99
(..)
100,00
43,69
C.I.
30,58
C.I.
43,69
C.I.
100,00
C.I.
Saipem SA
100,00
43,69
C.I.
1.000.000
Saibos Con. Mar. Lda
100,00
43,69
C.I.
5.038.173
Saipem SA
100,00
43,69
C.I.
Saimexicana SA
Soci terzi
Saipem SA
Entreprise N. M. SA
Saipem Intern. BV
80,00
20,00
99,99
(..)
100,00
34,95
C.I.
43,69
C.I.
43,69
C.I.
Saipem Intern. BV
Soci terzi
98,77
1,23
ERS - Equipment Rental
& Services BV
European Marine Contractors Ltd
European Marine Investments Ltd
European Maritime Commerce BV
Global Petroprojects Services AG (10)
Hazira Cryogenic Engineering
& Construction Management
Private Ltd
Hazira Marine Engineering
& Construction Management
Private Ltd
Katran-K Llc
(*)
(9)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Londra
(Regno Unito)
Londra
(Regno Unito)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Zurigo
(Svizzera)
Malad, Mumbai
(India)
Valuta
Sede
Denominazione
Malad, Mumbai
(India)
103.000
37.319.045
357.142,850
30.000.000
3.016.000.000
27.551.052
50.000
50.000
50.000.000
150.000
P.N.
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
176
Saipem Asia Sdn Bhd (9)
Saipem Australia Pty Ltd
Saipem Contracting Algerie SpA
Saipem Contracting (Nigeria) Ltd
Saipem do Brasil Serviçõs
de Petroleo Ltda
Saipem Energy International Ltd
(in liquidazione)
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
Saipem - Perfurações
e Construções Petroliferas
America do Sul 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 (9)
Kuala Lumpur
(Malesia)
Sydney
(Australia)
Hassi Messaoud
(Algeria)
MYR
8.116.500
Saipem Intern. BV
100,00
AUD
10.661.000
Saipem Intern. BV
100,00
DZD
10.000.000
Lagos
NGN
(Nigeria)
Rio de Janeiro
BRL
(Brasile)
New Malden
GBP
(Regno Unito)
Lagos
NGN
(Nigeria)
(Francia)
Chennai
INR
(India)
Amsterdam
EUR
(Paesi Bassi)
Lagos
NGN
(Nigeria)
Lussemburgo
EUR
(Lussemburgo)
Kuala Lumpur
MYR
(Malesia)
Rijeka
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 UK Ltd
99,94
0,01
0,05
97,94
2,06
99,99
(..)
100,00
Saipem Intern. BV
Soci terzi
Saipem Intern. BV
99,99
(..)
100,00
Saipem SA
Soci terzi
Saipem SpA
99,99
(..)
100,00
Saipem Intern. BV
Soci terzi
Saipem SGPS SA
Saipem Intern. BV
Soci terzi
Saipem Intern. BV
99,99
(..)
99,99
(..)
41,94
58,06
100,00
Saipem Intern. BV
ERS BV
European M. C. BV
Saipem Intern. BV
Soci terzi
Saipem SGPS SA
99,92
0,04
0,04
89,41
10,59
100,00
39,07
C.I.
43,69
C.I.
Saipem SGPS SA
100,00
43,69
C.I.
Saipem Intern. BV
100,00
43,69
C.I.
Saipem SpA
100,00
43,69
C.I.
Saimexicana SA
Saipem America Inc
Saipem Intern. BV
ERS BV
Saipem SA
99,99
(..)
99,98
0,02
100,00
43,69
C.I.
43,69
C.I.
43,69
C.I.
10.502.327
6.000.000
18.750.000
40.000
2.000.000
172.444.000
55.000.000
31.002
1.033.500
1.500.000
2.000.000
Lagos
(Nigeria)
Funchal
(Portogallo)
NGN
259.200.000
EUR
224.459
Funchal
(Portogallo)
EUR
299.278.738,240
Funchal
(Portogallo)
EUR
49.900.000
(Francia)
Città del Messico
MXN
(Messico)
Bruxelles
EUR
(Belgio)
Singapore
SGD
(Singapore)
26.488.694,960
50.000
61.500
25.000
43,69
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
% Consolidata
di pertinenza Eni
% Possesso
Soci
Capitale
Valuta
Sede
Denominazione
C.I.
P.N.
43,67
C.I.
42,79
C.I.
43,69
C.I.
P.N.
P.N.
43,69
C.I.
43,69
C.I.
43,69
C.I.
P.N.
(a)
43,69
C.I.
17,74
C.I.
43,69
C.I.
P.N.
(*)
(a)
Saipem Intern. BV
40,59
Soci terzi
59,41
(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.
177
New Malden
GBP
(Regno Unito)
Saipem Venezuela SA
Caracas
VEB
(Venezuela)
SAIR Construções Mecanicas
Funchal
EUR
de Estruturas Maritimas Lda
(Portogallo)
Sasp Offshore Engineering UK Ltd
New Malden
GBP
(in liquidazione)
(Regno Unito)
SAS Port de Tanger
(Francia)
Saudi Arabian Saipem Ltd
Al Khobar
SAR
(Arabia Saudita)
Services et Equipements
Donges
EUR
Gaziers et Petroliers SA
(Francia)
Shipping and Maritime Services Ltd Lagos
NGN
(Nigeria)
Société de Construction
Donges
EUR
d’Oleoducs Snc
(Francia)
Société Nouvelle Technigaz SA
(Francia)
Sofresid Engineering SA
(Francia)
Sofresid SA
(Francia)
Sonsub AS
Randaberg
NOK
(Norvegia)
Sonsub International Pty Ltd
Sydney
AUD
(Australia)
Sonsub Ltd
Aberdeen
GBP
(Regno Unito)
Star Gulf Free Zone Co (9)
Dubai
AED
Sud Est Cie SA
Aix-en-Provence
EUR
(Francia)
TBE Ltd
Damietta
EGP
(Egitto)
Saipem UK Ltd
6.470.000
Saipem Intern. BV
100,00
Saipem SA
Soci terzi
Saipem SGPS SA
Soci terzi
Saipem En. Int Ltd (L)
99,95
0,05
86,00
14,00
100,00
37,58
C.I.
Saipem SA
100,00
43,69
C.I.
60,00
40,00
99,76
0,24
99,99
(..)
99,90
0,10
99,96
0,04
99,99
0,01
99,99
(..)
100,00
26,22
C.I.
43,59
C.I.
1.882.000
Saipem Intern. BV
Soci terzi
Saipem SA
Soci terzi
ERS BV
Soci terzi
Serv.Eq.Gaz.Petr.SA
Camom SA
Saipem SA
Soci terzi
Sofresid SA
Soci terzi
Saipem SA
Soci terzi
Saipem Intern. BV
13.157.570
Saipem Intern. BV
5.901.028
Saipem Intern. BV
20.000.000
5.000
500.000
37.000
5.000.000
38.125
13.000.000
39.000
228.750
1.267.142,800
8.253.840
500.000
152.704
50.000
Saipem SGPS SA
Saipem Portugal Lda
Sofresid SA
Soci terzi
S.N. Technigaz SA
Soci terzi
43,69
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
% Consolidata
di pertinenza Eni
% Possesso
Soci
Capitale
Valuta
Sede
Denominazione
C.I.
Co.
P.N.
43,59
C.I.
43,67
C.I.
43,69
C.I.
43,69
C.I.
43,69
C.I.
100,00
43,69
C.I.
100,00
43,69
C.I.
80,00
20,00
99,63
0,37
70,00
30,00
43,69
C.I.
Co.
30,57
C.I.
178
EUR
20.658,280
Udine
EUR
10.329
San Donato Milanese
EUR
Vibo Valentia
Rio de Janeiro
(Brasile)
Lagos
(Nigeria)
Montreal
(Canada)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Parigi
(Francia)
Almaty
(Kazakhstan)
Basingstoke
(Regno Unito)
Msida
(Malta)
Ginevra
(Svizzera)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Bucarest
(Romania)
Al Khobar
(Arabia Saudita)
Dover
(USA)
100,00
43,69
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
Milano
Saipem Projects SpA
% Consolidata
di pertinenza Eni
103.200.000
% Possesso
EUR
Soci
San Donato Milanese
Capitale
Sede
Snamprogetti SpA
Valuta
Denominazione
Ingegneria
C.I.
IN ITALIA
Consorzio Bonifica Aree
e Siti Inquinati
Consorzio Ras - Realizzazioni
Attraversamenti Sotterranei
(in liquidazione)
Engineering & Management
Services SpA
Snamprogetti Sud SpA
Snamprogetti SpA
Syndial SpA
Snamprogetti SpA
Soci terzi
50,00
50,00
51,00
49,00
P.N.
309.600
Snamprogetti SpA
100,00
43,69
C.I.
EUR
5.000.040
Snamprogetti SpA
100,00
43,69
C.I.
BRL
231.150.000
43,69
C.I.
NGN
5.000.000
CAD
1.000
Snamprogetti SpA
99,00
Snamprog. M.Serv. SA
1,00
Snamprog. Netherl. BV 99,00
1,00
EUR
18.151,200
EUR
22.867,500
KZT
15.000.000
GBP
15.000.000
1,00
Snamprog. M.Serv. SA 100,00
EUR
50.000
CHF
50.000.000
EUR
92.117.340
RON
4.075.150
SAR
10.000.000
USD
2.000
P.N.
ALL’ESTERO
Andromeda Consultoria Tecnica
e Representações Ltda
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
Services SA (10)
Snamprogetti Netherlands BV
Snamprogetti Romania Srl
Snamprogetti Saudi Arabia Ltd
Snamprogetti USA Inc
Soci terzi
1,00
Soci terzi
0,01
Snamprogetti SpA
100,00
1,00
75,00
Soci terzi
25,00
Snamprog. M.Serv. SA 100,00
P.N.
43,69
C.I.
P.N.
43,69
C.I.
P.N.
43,69
C.I.
43,26
C.I.
43,69
C.I.
43,69
C.I.
P.N.
32,76
C.I.
43,69
C.I.
(*)
(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: non soggetta a imposizione in Italia a seguito dell’accoglimento dell’istanza di interpello da parte dell’Agenzia delle entrate.
179
Altre attività
Anic Partecipazioni SpA
(in liquidazione)
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)
(ex CEOM - Centro Oceanologico
Mediterraneo ScpA)
Syndial SpA - Attività Diversificate
Gela
EUR
23.519.847,160
San Donato Milanese
EUR
10.320
San Donato Milanese
EUR
Gela
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
% Consolidata
di pertinenza Eni
% Possesso
Syndial SpA
Soci terzi
Syndial SpA
Sofid SpA
99,96
0,04
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.
Palermo
EUR
912.000
Syndial SpA
Soci terzi
93,80
6,20
P.N.
San Donato Milanese
EUR
397.798.804
Eni SpA
Soci terzi
99,99
(..)
180
Soci
Capitale
Valuta
Sede
Denominazione
IN ITALIA
P.N.
100,00
100,00
C.I.
P.N.
C.I.
Oleodotto del Reno SA (10)
Rheinishe Oelleitungs GmbH
Coira
(Svizzera)
Hoerbranz
(Austria)
CHF
1.550.000
EUR
4.215.024,380
Syndial SpA
100,00
Oleodotto d. Reno SA
100,00
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
% Consolidata
di pertinenza Eni
% Possesso
Soci
Capitale
Valuta
Sede
Denominazione
ALL’ESTERO
P.N.
181
EUR
EUR
EUR
4.000.000
3.360.000
13.427.419,080
San Donato Milanese
San Donato Milanese
San Donato Milanese
EUR
EUR
EUR
35.113.000
25.820.000
15.600.000
Serfactoring SpA
San Donato Milanese
EUR
5.160.000
Servizi Aerei SpA
San Donato Milanese
Servizi Fondo Bombole Metano SpA Roma
EUR
EUR
27.917.238
2.080.000
Roma
EUR
85.537.498,800
San Donato Milanese
EUR
130.000.000
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
Società Finanziamenti
Idrocarburi - Sofid - SpA
Società Finanziaria Eni SpA - Enifin
Eni SpA
Eni SpA
Eni SpA
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
C.I.
C.I.
C.I.
Eni SpA
Eni SpA
Sofid SpA
Eni SpA
Sofid SpA
Soci terzi
Eni SpA
Eni SpA
100,00
100,00
73,25
26,75
49,00
51,00
100,00
100,00
100,00
99,72
C.I.
Co.
C.I.
48,81
C.I.
100,00
C.I.
Co.
Eni SpA
Soci terzi
Eni SpA
99,61
0,39
100,00
99,61
C.I.
100,00
C.I.
Eni Trading 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 SpA
99,99
(..)
100,00
100,00
C.I.
100,00
C.I.
% Possesso
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
Roma
San Donato Milanese
San Donato Milanese
% Consolidata
di pertinenza Eni
Agenzia Giornalistica Italia SpA
Eni Corporate University SpA
EniServizi SpA
(ex Sieco SpA)
EniTecnologie 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 Resources Ltd
Eni SpA
Eni UK Ltd
99,99
(..)
182
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 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 l l e g a t e
IMPRESE COLLEGATE
Agiba Petroleum Co
Ashrafi Island Petroleum Co (†)
AstPetroEnergy BV
Cardón IV, SA (†)
Carson Development
General Partnership (†)
Closed Joint Stock Co “AstraN” (†)
Compañia Agua Plana SA
East Delta Gas Co
El Temsah Petroleum Co
Eni Gas BV (†)
Eni Oil Co Ltd (†)
Enirepsa Gas Ltd (†)
Enstar Petroleum Ltd
Geopromtrans Llc (†)
InAgip doo (†)
Karachaganak Marketing
Services Ltd
Karachaganak Petroleum
Operating BV
Karachaganak Project
Development Ltd (KPD)
Khaleej Petroleum Co Wll
Liberty National
Development Co Llc
Mediterranean Gas Co
Nile Delta Oil Co Nidoco
Petrobel Belayim Petroleum Co (†)
Il Cairo
(Egitto)
Il Cairo
(Egitto)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Caracas
(Venezuela)
Torrance
(USA)
Astrakhan
(Federazione Russa)
Caracas
(Venezuela)
Il Cairo
(Egitto)
Il Cairo
(Egitto)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Nassau
(Bahamas)
Al Khobar
(Arabia Saudita)
Calgary
(Canada)
Mosca
(Federazione Russa)
Zagabria
(Croazia)
Londra
(Regno Unito)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Londra
(Regno Unito)
Safat
(Kuwait)
Wilmington
(USA)
Il Cairo
(Egitto)
Il Cairo
(Egitto)
Il Cairo
(Egitto)
EGP
20.000
EGP
20.000
EUR
20.000
VEB
10.000.000
USD
1
RUB
100.000
VEB
100.000
EGP
20.000
EGP
20.000
EUR
20.000
USD
5.000
SAR
11.250.000
CAD
0,100
RUB
2.000.000
HRK
54.000
GBP
100
EUR
20.000
GBP
100
KWD
250.000
USD
1
EGP
20.000
EGP
20.000
EGP
20.000
Ieoc Production BV
Soci terzi
Ieoc Production BV
Soci terzi
Eni Energy BV
Soci terzi
Eni Venezuela BV
Soci terzi
Eni Oil & Gas Inc
Soci terzi
Eni Energy BV
Soci terzi
Eni Venezuela BV
Soci terzi
Ieoc Production BV
Soci terzi
Ieoc Production BV
Soci terzi
Eni North Africa BV
Soci terzi
Eni North Africa BV
Soci terzi
Eni Middle East BV
Soci terzi
Unimar Llc
Eni Russia BV
Soci terzi
Eni Croatia BV
Soci terzi
Soci terzi
Soci terzi
Soci terzi
Eni Middle East Ltd
Soci terzi
Eni Oil & Gas Inc
Soci terzi
Ieoc Production BV
Soci terzi
Ieoc Production BV
Soci terzi
Ieoc Production BV
Soci terzi
40,00
60,00
50,00
50,00
49,00
51,00
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
50,00
50,00
100,00
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
% Consolidata
di pertinenza Eni
% Possesso
Soci
Capitale
Valuta
Sede
Denominazione
ALL’ESTERO
Co.
Co.
P.N.
P.N.
Co.
Co.
Co.
Co.
Co.
P.N.
50,00
50,00
50,00
50,00
38,00
62,00
32,50
67,50
38,00
62,00
49,00
51,00
32,50
67,50
25,00
75,00
37,50
62,50
50,00
50,00
P.N.
Co.
P.N.
Co.
P.N.
P.N.
P.N.
Co.
Co.
Co.
(†) La società è a controllo congiunto.
183
Port Said Petroleum Co (†)
Il Cairo
(Egitto)
Raml Petroleum Co
Il Cairo
(Egitto)
Ras el Barr Petroleum Co
Il Cairo
(Egitto)
Ras Qattara Petroleum Co
Il Cairo
(Egitto)
Société Italo Tunisienne
Tunisi
d’Exploitation Pétrolière SA (†)
(Tunisia)
Sodeps - Société de Developpement Tunisi
et d’Exploitation du Permis
(Tunisia)
du Sud SA
Tecninco Engineering
Aksai
Contractors - Ltd
(Kazakhstan)
Liability Partnership
Unimar Llc (†)
Houston
(USA)
United Gas Derivatives Co
Il Cairo
(Egitto)
Virginia Indonesia Co Llc
Wilmington
(USA)
Virginia International Co Llc
Wilmington
(USA)
West Ashrafi Petroleum Co (†)
Il Cairo
(Egitto)
EGP
20.000
EGP
20.000
EGP
20.000
EGP
20.000
TND
5.000.000
TND
100.000
KZT
10.100.000
USD
1
USD
402.000.000
USD
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
% Consolidata
di pertinenza Eni
% Possesso
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
50,00
50,00
22,50
77,50
25,00
75,00
37,50
62,50
50,00
50,00
49,50
50,50
Tecnomare SpA
Soci terzi
49,00
51,00
P.N.
50,00
50,00
33,33
66,67
100,00
P.N.
10
Eni Oil & Gas Inc
Soci terzi
Soci terzi
Unimar Llc
USD
10
Unimar Llc
100,00
EGP
20.000
184
Soci
Capitale
Valuta
Sede
Denominazione
Ieoc Exploration BV
Soci terzi
50,00
50,00
Co.
Co.
Co.
Co.
P.N.
Co.
P.N.
Co.
Gas & Power
ACAM Gas SpA
La Spezia
EUR
68.090.000
Azienda Energia e Servizi
Torino SpA (†)
Fiorentina Gas SpA
Mariconsult SpA (†)
Torino
EUR
110.500.000
Firenze
Milano
EUR
EUR
3.000.000
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 EUR
200.000
Milano
EUR
516.500
Termica Milazzo Srl
Milano
EUR
23.241.000
Toscana Energia SpA (†)
Firenze
EUR
120.000.000
Toscana Gas SpA
Toscana Gas Vendita SpA (†)
Pistoia
Pisa
Pistoia
EUR
EUR
EUR
2.635.000
105.989.790
3.391.673,280
Transmed SpA (†)
Milano
EUR
240.000
Eni SpA
Soci terzi
Italgas SpA
Soci terzi
Italgas SpA
Soci terzi
Toscana Energia SpA
Eni SpA
Soci terzi
Italgas SpA
Soci terzi
Italgas SpA
Soci terzi
49,00
51,00
49,00
51,00
49,00
51,00
100,00
50,00
50,00
50,00
50,00
50,00
50,00
Italgas SpA
Soci terzi
Italgas SpA
Soci terzi
Eni SpA
Soci terzi
EniPower SpA
Soci terzi
Italgas SpA
Partec. Ind. SpA
Soci terzi
Toscana Gas Vendita
Toscana Energia SpA
Partec. Ind. SpA
Soci terzi
Eni SpA
Soci terzi
50,00
50,00
50,00
50,00
50,00
50,00
40,00
60,00
27,10
21,62
51,28
100,00
100,00
46,10
53,90
50,00
50,00
Valuta
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
7.106.500
% Consolidata
di pertinenza Eni
EUR
% Possesso
La Spezia
Soci
Sede
ACAM Clienti SpA
Capitale
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.
185
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 Aeriou
Thessalonikis AE (†)
Gas Directo SA
Gasifica SA
Gasversorgung
Süddeutschland GmbH
Godolloi Gazmerogyar Kft
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
Trans Austria Gasleitung GmbH (†)
Trans Europa Naturgas Pipeline
Gesellschaft mbH & Co. KG (†)
Trans Europa Naturgas
Pipeline Verwaltungs-GmbH (†)
Transitgas AG (†)
Transmediterranean
Pipeline Co Ltd (◊) (†) (8)
Unión Fenosa Gas
Comercializadora SA
Unión Fenosa Gas Exploración
y Produccion SA
Unión Fenosa Gas SA (†)
(*)
(◊)
(†)
(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)
Godollo
(Ungheria)
Madrid
(Spagna)
Buenos Aires
(Argentina)
Sidney
(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
HUF
57.600.000
EUR
340.000
ARS
68.012.000
AUD
90.043.948
CHF
20.000
EUR
9.000.000
USD
375.000.000
EUR
72.672,830
EUR
7.669.378,220
EUR
25.000
CHF
100.000.000
USD
10.310.000
EUR
2.340.240
EUR
60.110
EUR
32.772.000
Setubal
(Portogallo)
Damietta
(Egitto)
Vienna
(Austria)
Essen
(Germania)
Essen
(Germania)
Zurigo
(Svizzera)
St. Helier
(Channel Islands)
Madrid
(Spagna)
Madrid
(Spagna)
Madrid
(Spagna)
50,00
Soci terzi
50,00
Inv. Gas Centro SA
51,00
Eni SpA
31,35
Soci terzi
17,65
40,00
Soci terzi
60,00
50,00
Soci terzi
50,00
Eni Hellas SpA
49,00
Soci terzi
51,00
Eni Hellas SpA
49,00
Soci terzi
51,00
60,00
Soci terzi
40,00
90,00
Soci terzi
10,00
EnBW - Eni Verw. mbH 100,00
Tigáz Zrt
Soci terzi
Soci terzi
Eni SpA
Soci terzi
EniPower SpA
Soci terzi
Transmed. Pip. Co Ltd
Soci terzi
Eni SpA
Soci terzi
Soci terzi
Soci terzi
Eni G&P GmbH
Soci terzi
Eni G&P GmbH
Soci terzi
Soci terzi
Eni SpA
Soci terzi
Soci terzi
Eni SpA
Soci terzi
25,00
75,00
85,00
15,00
25,00
75,00
22,77
77,23
90,00
5,00
5,00
21,87
78,13
80,00
20,00
89,00
11,00
49,00
51,00
50,00
50,00
46,00
54,00
50,00
50,00
99,99
(..)
100,00
50,00
50,00
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.
186
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.
P.N.
BT Trasporti SpA
Ariccia
EUR
1.800.000
CAM Petroli Srl (†)
Pero
EUR
8.670.000
CePIM Centro Padano
Interscambio Merci SpA
Consorzio Operatori GPL di Napoli
Fontevivo
EUR
6.642.928,320
Napoli
EUR
102.000
Depositi Costieri Trieste SpA
Trieste
EUR
1.560.000
Disma SpA
Segrate
EUR
2.600.000
Fox Energy SpA
Pesaro
EUR
20.000.000
Pieve di Soligo
EUR
140.400
HUB Srl
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
Viscolube SpA
Pieve Fissiraga
EUR
10.200.000
AgipRete SpA
Soci terzi
Intermode 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
Intermode 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
Intermode SpA
Soci terzi
AgipRete SpA
Soci terzi
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
Valuta
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
394.000
% Consolidata
di pertinenza Eni
EUR
% Possesso
Arezzo
Soci
Sede
Arezzo Gas SpA
Capitale
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.
Co.
P.N.
P.N.
P.N.
Co.
P.N.
P.N.
P.N.
187
AET - Raffineriebeteiligungsgesellschaft mbH
Area di Servizio City Moesa SA
Bayernoil
Raffineriegesellschaft mbH
Bernhard Rosa Inh.
Ingeborg Ploechinger GmbH
Bronberger & Kessler
und Gilg & Schweiger GmbH
City Carburoil SA (†)
Galp Energia SGPS SA
Gilg & Schweiger
Handelsgesellschaft mbH & Co KG
Italsing Petroleum Co Pte Ltd (†)
Mediterranée Bitumes SA
Oléoduc du Rhône SA
Schwedt
(Germania)
San Vittore
(Svizzera)
Vohburg
(Germania)
Zirndorf
(Germania)
Buchenhain Bayerbrunn
(Germania)
Rivera
(Svizzera)
Lisbona
(Portogallo)
Pullach
(Germania)
Singapore
(Singapore)
Tunisi
(Tunisia)
Valais
(Svizzera)
Rivera
(Svizzera)
Routex BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Saraco SA
Meyrin
(Svizzera)
Supermetanol CA (†)
Jose - Puerto La Cruz
(Venezuela)
Super Octanos CA (†)
Jose - Puerto La Cruz
(Venezuela)
Weat Electronic Datenservice GmbH Düsseldorf
(Germania)
Omnia Gas Sagl
EUR
27.000
CHF
1.800.000
EUR
10.226.000
EUR
308.300
EUR
80.000
CHF
6.000.000
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
48,96
Soci terzi
51,04
188
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
Eni Portugal Inv.SpA
Soci terzi
Agip Deutsch. GmbH
Soci terzi
Soci terzi
Soci terzi
Oléoduc du Rhône SA
Soci terzi
City Carburoil SA
33,33
66,67
58,00
42,00
20,00
80,00
24,81
75,19
50,00
50,00
49,91
50,09
33,34
66,66
50,00
50,00
50,00
50,00
34,00
66,00
48,93
0,06
51,01
100,00
Soci terzi
Agip Suisse SA
Soci terzi
Ecofuel SpA
Soci terzi
Ecofuel SpA
Soci terzi
Agip Deutsch. GmbH
Soci terzi
20,00
80,00
20,00
80,00
35,19
64,81
49,00
51,00
20,00
80,00
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.
(a)
P.N.
P.N.
Co.
P.N.
P.N.
Co.
Petrolchimica
EUR
196.078
Polimeri Europa SpA
Soci terzi
20,00
80,00
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
% Consolidata
di pertinenza Eni
% Possesso
Soci
Ferrara
Capitale
Sede
ABB Estense Service SpA
Valuta
Denominazione
IN ITALIA
P.N.
189
Consorzio U.S.G.
(in liquidazione)
Rosbos Scrl (†)
(in liquidazione)
Rosfin Srl
Parma
EUR
25.823
Ravenna
EUR
10.400
Ravenna
EUR
9.649.200
Guyancourt
EUR
(Francia)
Artix
EUR
(Francia)
Lysaker
NOK
(Norvegia)
Baku
AZM
(Azerbaijan)
Parigi
EUR
(Francia)
Parigi
EUR
(Francia)
Funchal
EUR
(Portogallo)
Lagos
NGN
(Nigeria)
Funchal
EUR
(Portogallo)
S. Remy Les Chevreuse EUR
(Francia)
37.500
Saipem SpA
Soci terzi
Saipem SA
Soci terzi
Saipem SA
Soci terzi
40,00
60,00
50,00
50,00
33,33
66,67
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
% Consolidata
di pertinenza Eni
% Possesso
Soci
Capitale
Valuta
Sede
Denominazione
IN ITALIA
Co.
P.N.
Co.
ALL’ESTERO
Africa Oil Services SA
Ateliers Ferroviaires d’Artix SAS
Barber Moss Ship Management AS (†)
BOS Shelf Ltd Society (†)
Dalia Floater Angola Snc (†)
Doris Engineering SA
FPSO Firenze Produção
de Petròleo Lda (†)
FPSO Mystras (Nigeria) Ltd (†)
FPSO Mystras - Produção
de Petròleo Lda (†)
Gaztransport et Technigaz SAS
Guangdong Contractor Snc (†)
Kwanda Suporto Logistico Lda
Lipardiz - Construção
de Estruturas Maritimas Lda (†)
Moss Mosvold II Management Lda (†)
Offshore Design Engineering Ltd (†)
OOO Moss Krylov Maritime (†)
PMS - Petrochemicals
Maintenance Services GmbH
Saibos Akogep Snc (†)
Saipar Drilling Co BV (†)
(Francia)
Luanda
(Angola)
Funchal
(Portogallo)
Funchal
(Portogallo)
Londra
(Regno Unito)
San Pietroburgo
(Federazione Russa)
Leuna
(Germania)
(Francia)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
80.000
1.000.000
10.000.000
0,1
3.571.440
50.000
15.000.000
50.000
370.288
EUR
1.000
AOA
25.510.204
EUR
5.000
EUR
5.000
GBP
100.000
RUB
98.000
EUR
200.000
EUR
39.000
EUR
20.000
190
Serv.Eq.Gaz.Petr.SA
Soci terzi
Camom SA
Soci terzi
Moss Maritime AS
Soci terzi
Star Gulf Free Z. Co
Soci terzi
Entreprise N. M. SA
Soci terzi
Sofresid SA
Soci terzi
Saipem SGPS SA
Soci terzi
FPSO Mystras Lda
Saipem SGPS SA
Soci terzi
S.N. Technigaz SA
Saipem SA
Soci terzi
Entreprise N. M. SA
Soci terzi
Delong H-ECMP Lda
Soci terzi
Saipem SGPS SA
Soci terzi
Saipem SGPS SA
Soci terzi
Saipem SA
Doris Engineering SA
Moss Maritime AS
Soci terzi
Camom GmbH
Soci terzi
Saibos SAS
Soci terzi
Saipem Intern. BV
Soci terzi
44,88
55,12
49,48
50,52
50,00
50,00
50,00
50,00
27,50
72,50
40,00
60,00
50,00
50,00
100,00
50,00
50,00
22,22
7,78
70,00
60,00
40,00
49,00
51,00
50,00
50,00
50,00
50,00
50,00
50,00
50,00
50,00
25,00
75,00
70,00
30,00
50,00
50,00
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.
P.N.
P.N.
Saipem Aban Drilling Co
Private Ltd (†)
Servicios de Construcciónes
Caucedo SA (†)
Snc Saipem-Bouygues TP (†) (11)
Société Algérienne
de Construction Industrielle
et Pétrolière
Société Mixte Kazakhoil
Bouygues Offshore Sarl (†)
Société pour la Realisation
du Port de Tanger Mediterranée (†)
Starstroi Llc (†)
Starstroi-Security Llc
STTS Snc (†)
Tchad Cameroon Maintenance BV
T.C.P.I. Angola Tecnoprojecto
Internacional SA
Technip-Zachry-Saipem Lng, Lp (†)
Tecnoprojecto Internacional
Projectos e Realizacoes
Industriais SA
TSS Dalia Snc (†)
TZS, Llc (NV) (†)
TZS, Llc (TX) (†)
Upstream Constructors
International Fzco SRO (†)
Chennai
INR
(India)
Santo Domingo
DOP
(Rep. Dominicana)
Monaco
EUR
(Principato di Monaco)
Algeri
DZD
(Algeria)
Almaty
(Kazakhstan)
Anjra
(Marocco)
Krasnodar
(Federazione Russa)
Krasnodar
(Federazione Russa)
(Francia)
Schiedam
(Paesi Bassi)
Luanda
(Angola)
Houston
(USA)
Linda-A-Velha - Oeiras
(Portogallo)
Courbevoie
(Francia)
Reno
(USA)
San Antonio
(USA)
Dubai
50.000.000
100.000
10.000
5.000.000
KZT
1.000.000
EUR
33.000
RUB
7.699.490
RUB
300.000
EUR
1.000
EUR
18.000
AOA
9.000.000
USD
5.000
EUR
700.000
EUR
0,1
USD
10.000
USD
5.000
AED
600.000
Saipem Intern. BV
Soci terzi
Saipem SA
Soci terzi
Saipem SA
Soci terzi
Saipem SpA
Soci terzi
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
Saipem SA
Soci terzi
Starstroi Llc
50,00
50,00
33,33
66,67
50,00
50,00
100,00
Saipem SA
S.N. Technigaz SA
Soci terzi
Saipem SA
Soci terzi
Petromar Lda
Soci terzi
TZS Llc (NV)
TZS Llc (TX)
Saipem SA
Soci terzi
57,00
3,00
40,00
40,00
60,00
35,00
65,00
99,00
1,00
42,50
57,50
Saipem SA
Soci terzi
Saipem America Inc
Soci terzi
Saipem America Inc
Soci terzi
Soci terzi
27,50
72,50
20,00
80,00
20,00
80,00
50,00
50,00
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
% Consolidata
di pertinenza Eni
% Possesso
Soci
Capitale
Valuta
Sede
Denominazione
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.
(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.
191
Ingegneria
Bormida 2005 Scarl
Cesena
EUR
10.000
CEPAV (Consorzio Eni
per l’Alta Velocità) Due (∆)
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 UMA
(in liquidazione)
ITA - Consorzio Italiano
per il Telerilevamento
dell’Ambiente e dell’Agricoltura
Modena Scarl (∆)
Roma
EUR
51.645,690
San Donato Milanese
EUR
50.000
Napoli
EUR
17.557
Roma
EUR
12.394,950
San Donato Milanese
EUR
400.000
Rodano Consortile Scarl (∆)
San Donato Milanese
EUR
250.000
SP - TKP Fertilizer Srl (†)
San Donato Milanese
EUR
50.000
TSKJ Italia Srl
San Donato Milanese
EUR
50.000
Valuta
(∆) L’impresa è a controllo congiunto.
192
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
Snamprogetti SpA
Soci terzi
Snamprogetti SpA
Soci terzi
50,00
50,00
23,53
76,47
49,00
51,00
Snamprogetti SpA
Soci terzi
Snamprogetti SpA
Soci terzi
Snamprogetti SpA
Soci terzi
Snamprogetti SpA
Soci terzi
59,33
40,67
53,57
46,43
50,00
50,00
25,00
75,00
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
50.864
% Consolidata
di pertinenza Eni
EUR
% Possesso
San Donato Milanese
Soci
Sede
ASG Scarl (∆)
Capitale
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.
Charville - Consultores
e Serviços, Lda (†)
CMS&A Wll (†)
Fertilizantes Nitrogenados
de Oriente CEC
Fertilizantes Nitrogenados
de Oriente SA
Haldor Topsøe AS (†)
Haldor Topsøe Inc
Haldor Topsøe International AS
Kellogg Brown & Root Snamprogetti Ltd (†)
LNG - Serviços e Gestao
de Projectos Lda
Mangrove Gas Netherlands BV (†)
RPCO Enterprises Ltd (†)
Southern Gas Constructors Ltd (†)
SPF - TKP Omifpro Snc (†)
Topsøe Fuel Cell AS
TSKJ - Serviços de Engenharia Lda
TSKJ - US Llc
Funchal - Madeira
(Portogallo)
Doha
(Qatar)
Caracas
(Venezuela)
Caracas
(Venezuela)
Lyngby
(Danimarca)
Lyngby
(Danimarca)
Houston
(USA)
Leatherhead
(Regno Unito)
Funchal
(Portogallo)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Nicosia
(Cipro)
Lagos
(Nigeria)
Parigi
(Francia)
Lyngby
(Danimarca)
Funchal
(Portogallo)
Wilmington
(USA)
EUR
5.000
QAR
500.000
VEB
9.667.827.216
VEB
286.549
DKK
55.000.000
DKK
500.000
USD
5.000.000
GBP
32.000
EUR
5.000
EUR
18.000
CYP
10.000
NGN
10.000.000
EUR
50.000
DKK
15.000.000
EUR
5.000
USD
1.000
Soci terzi
50,00
Soci terzi
80,00
Fertiliz.N.Orien.SA
(..)
Soci terzi
79,99
Soci terzi
80,00
50,00
Soci terzi
50,00
Haldor Topsøe AS
100,00
Haldor Topsøe AS
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.
100,00
Soci terzi
75,00
Soci terzi
75,00
Soci terzi
50,00
Soci terzi
50,00
Soci terzi
50,00
Snamprog. F. Sàrl
50,00
Soci terzi
50,00
Haldor Topsøe AS
100,00
P.N.
Snamprog. Netherl. BV
Soci terzi
Snamprogetti Usa Inc
Soci terzi
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
P.N.
25,00
75,00
25,00
75,00
P.N.
193
Altre attività
Consorzio Cosmes
(in liquidazione)
Consorzio Gas Scanno
Cittadella della Ricerca EUR
51.645,690
Giulianova
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
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
Valuta
Manfredonia Sviluppo ScpA
(in liquidazione)
Nuova Scaini SpA
(in liquidazione)
Ottana Sviluppo ScpA
Foggia
EUR
255.000
Torino
EUR
9.546.000
Nuoro
EUR
516.000
Servizi Porto Marghera Scarl
Porto Marghera
EUR
8.751.500
Vega Parco Scientifico Tecnologico
di Venezia Scarl
Porto Marghera
EUR
12.411.876
Venezia Tecnologie SpA
Porto Marghera
EUR
150.000
Syndial SpA
48,00
Soci terzi
52,00
194
Metodo
di consolidamento
o criterio
di valutazione (*)
100.000
% Consolidata
di pertinenza Eni
EUR
% Possesso
Genova
Soci
Sede
Cengio Sviluppo ScpA
Capitale
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
40,45
Co.
Polimeri Europa SpA
Syndial SpA
EniPower Ferrara Srl
Soci terzi
Syndial SpA
Soci terzi
Syndial SpA
Soci terzi
Syndial SpA
Soci terzi
Syndial SpA
Polimeri Europa SpA
Soci terzi
Syndial SpA
Eni SpA
Soci terzi
EniTecnologie SpA
Soci terzi
18,67
11,58
10,70
59,05
32,26
67,74
20,00
80,00
30,00
70,00
29,57
28,63
41,80
18,35
2,82
78,83
33,33
66,67
Co.
Co.
Co.
Co.
(a)
Co.
P.N.
Co.
Co.
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 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 - 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
Thetis - Polo delle Tecnologie del Mare
(in liquidazione)
Venezia
EUR
74.886,048
Caracas
(Venezuela)
Lagos
(Nigeria)
West Perth
(Australia)
West Trenton
(USA)
Lagos
(Nigeria)
Woking Surrey
(Regno Unito)
Port of Spain
(Trinidad e Tobago)
Il Cairo
(Egitto)
VEB
100.000
USD
1.000.000
AUD
1.777.529.998
USD
1
USD
1.138.207.000
GBP
7.614.062
USD
10.000
EGP
20.000
% Possesso
Soci
Capitale
Valuta
Sede
Denominazione
IN ITALIA
Tecnomare SpA
Soci terzi
16,67
83,33
Eni Venezuela BV
Soci terzi
Soci terzi
LNG Australia BV
Soci terzi
Eni Oil & Gas Inc
Soci terzi
Soci terzi
Eni SpA
Soci terzi
Eni T&T Ltd
Soci terzi
Ieoc Production BV
Soci terzi
19,50
80,50
17,00
83,00
12,04
87,96
17,50
82,50
10,40
89,60
10,32
89,68
17,31
82,69
12,50
87,50
ALL’ESTERO
Administradora del Golfo de Paria Este SA
Brass LNG Ltd
Darwin LNG Pty Ltd
New Liberty Residential Co Llc
Nigeria LNG Ltd
Norsea Pipeline Ltd
Point Fortin LNG Exports Ltd
Torsina Oil Co
195
Gas & Power
Agenzia Napoletana per l’Energia
e per l’Ambiente
Api Energy Srl
Napoli
EUR
472.558,060
Milano
EUR
50.000
Insula SpA
Venezia
EUR
2.064.000
Pubblitecnica SpA
(in liquidazione)
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
EniPower SpA
Soci terzi
Italgas SpA
Soci terzi
Italgas SpA
Soci terzi
11,48
88,52
12,50
87,50
12,00
88,00
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 di Gas do Centro SA
Norsea Gas GmbH
196
EUR
360.000.000
Berlino
EUR
(Germania)
Litvinov
CZK
(Repubblica Ceca)
Cuenca
USD
(Ecuador)
Fos sur Mer
EUR
(Francia)
Puteaux
EUR
(Francia)
Tremblay les Gonesse EUR
(Francia)
Francoforte sul Meno EUR
(Germania)
Addis Abeba
ETB
(Etiopia)
Berlino
EUR
(Germania)
Accra
USD
(Ghana)
Amburgo
EUR
(Germania)
478.614
% Possesso
Soci
Roma
Capitale
Sede
Società Italiana Oleodotti di Gaeta SpA (*)
Valuta
Denominazione
IN ITALIA
Eni SpA
Soci terzi
72,48
27,52
Agip Deutsch. GmbH
Soci terzi
Soci terzi
Agip Ecuador SA
Soci terzi
Agip France Sarl
Soci terzi
Agip France Sarl
Soci terzi
Agip France Sarl
Soci terzi
Agip Deutsch. GmbH
Soci terzi
Soci terzi
Agip Deutsch. GmbH
Soci terzi
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 - GesellschaftTegel (TGT)
Gesellschaftbuergerlichen Rechts
Tema Lube Oil Co Ltd
Turbo Fuel Service Berlin GbR
9.348.240.000
1.021.532,520
3.954.489
7.500
12.800
29.338.156
13.672.000
959.332
4.298.000
843.080
(*) La società è sottoposta ad amministrazione straordinaria ai sensi della legge n. 95 del 3 aprile 1979.
197
Ingegneria
198
EUR
619.743
Snamprogetti SpA
Soci terzi
% Possesso
Soci
Roma
Capitale
Sede
Consorzio Acquedotto Albania-Italia
Valuta
Denominazione
IN ITALIA
18,08
81,92
Altre attività
Consorzio per l’Innovazione nella Gestione
delle Imprese e della Pubblica Amministrazione
Consorzio Venezia Ricerche
Milano
EUR
150.000
Venezia
EUR
453.238
Società per la Promozione Industriale
del Nord Sardegna cpA
Sassari
EUR
516.000
% Possesso
Soci
Capitale
Valuta
Sede
Denominazione
IN ITALIA
Eni Corporate U.SpA
Soci terzi
Syndial SpA
Soci terzi
Syndial SpA
Soci terzi
199
10,67
89,33
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 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 - Variazioni dell’area di consolidamento
VARIAZIONI DELL’AREA DI CONSOLIDAMENTO VERIFICATESI NEL SEMESTRE
Imprese consolidate con il metodo integrale
Sede
Settore
Causale
Denominazione
IMPRESE INCLUSE (N. 11)
Bruxelles
Montreal
Londra
Dublino
Amsterdam
Wilmington
San Donato Milanese
Almaty
San Donato Milanese
Palermo
Palermo
Gas & Power
Gas & Power
Gas & Power
Costituzione
Rilevanza
Rilevanza
Costituzione
Rilevanza
Rilevanza
Rilevanza
Rilevanza
Costituzione
Acquisizione del controllo
Acquisizione del controllo
Agip Lubricants (Pty) Ltd
Woodmead
Eni Energy BV
Amsterdam
Eni Guibsen Exploration BV
Amsterdam
Eni Petroleum Exploration Co Inc
Wilmington
EniPower Trading SpA
San Donato Milanese
Fiorentina Gas SpA
Firenze
Polimeri Europa Americas Inc
Wilmington
S.A.R.C.I.S. - Società Azionaria Ricerche Coltivazione
Idrocarburi Sicilia SpA
Gela
SB Construction and Maritime Services BV (in liquidazione)
Amsterdam
Sofid Sim - Società di Intermediazione Mobiliare SpA
Roma
Gas & Power
Gas & Power
Petrolchimica
Cessione
Irrilevanza
Irrilevanza
Fusione
Fusione
Cessione
Irrilevanza
Fusione
Cancellazione
Cessione
Banque Eni SA
CENMC Canada Inc
Eni India Ltd
Eni Insurance Ltd
Eni Trinidad and Tobago Exploration BV
Eni USA Gas Marketing Llc
EniPower Mantova SpA
North Caspian Service Co
Saipem Projects SpA
Siciliana Gas SpA
Siciliana Gas Vendite SpA
IMPRESE ESCLUSE (N. 10)
200
Società per Azioni
Sede legale in Roma, Piazzale Enrico Mattei, 1
Capitale sociale:
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
Rapporto Salute, Sicurezza, Ambiente
(in italiano e in inglese)
Fact Book (in italiano e 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: Studio Joly Srl - Roma
Stampa: Geca SpA - Cesano Boscone (MI)
Stampato su carta ecologica:
Fedrigoni Symbol Freelife Satin e Symbol Freelife Satin
Società per Azioni
Piazzale Enrico Mattei 1 - 00144 Roma
Tel +39.0659821 • Fax +39.0659822141
www.eni.it

Relazione semestrale al 30 giugno 2006

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