Gas & Power per €1.369 milioni e al settore Refining & Marketing e Chimica per €413 milioni.
I crediti per attività di disinvestimento sono diminuiti di €92 milioni nel corso dell’esercizio per effetto dell’incasso dell’ultima rata di €123 milioni relativa alla cessione dell’interest del 10% dell’asset Zohr in Egitto a BP avvenuta nel 2017.
L’esposizione maggiore dei crediti verso partner per attività di esplo-razione e produzione riguarda la Nigeria per €1.052 milioni (€977 milioni al 31 dicembre 2018) ed è relativa al recupero della quota dei costi d’investimento di competenza dei joint operator in progetti La gerarchia del fair value è di livello 1 per €6.219 milioni e di livello 2 per €541 milioni. Nel corso dell’esercizio 2019 non vi sono stati trasferi-menti significativi tra i diversi livelli della gerarchia del fair value.
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Eni Relazione Finanziaria Annuale 2019
petroliferi operati da Eni nei confronti: (i) della società di Stato NNPC per €764 milioni (€681 milioni al 31 dicembre 2018) di cui circa il 70%
scaduti. La quota scaduta è oggetto di un piano di rientro “Repayment Agreement” concordato tra le parti che prevede l’attribuzione a Eni della quota di produzione di spettanza della società di Stato in inizia-tive di sviluppo “rig-less” a ridotto rischio minerario, con previsione di azzeramento dello scaduto in tre-cinque anni allo scenario Brent di Eni. L’attuazione di tale piano ha consentito di recuperare in due anni circa il 45% dell’ammontare. Il credito residuo a fine esercizio è esposto in bilancio al netto dell’attualizzazione; (ii) di una società petrolifera locale per l’ammontare di circa €113 milioni al netto di un fondo svalutazione stimato in base alla loss given default “LGD” defi-nita da Eni per le international oil companies in stato di default. Sono in corso iniziative per la definizione di un piano di rientro. Un credito di ammontare equivalente è stato invece riclassificato tra le attività non correnti in forza della definizione di un piano di rientro basato sull’attribuzione a Eni degli incassi della vendita delle produzioni di
Eni distingue le esposizioni creditizie derivanti da rapporti commer-ciali e diversi sulla base di un processo di affidamento individuale o di una specifica valutazione del rischio controparte. In particolare, per le controparti commerciali diverse dalle National Oil Companies (NOC) e pubbliche amministrazioni, oggetto di un processo di affida-mento individuale, la probabilità di default è calcolata sulla base di un rating interno definito tenendo conto di: (i) analisi specialistiche della situazione patrimoniale, finanziaria ed economica dei clienti corren-te e prospettica; (ii) storia del rapporto contrattuale (regolarità dei pagamenti, contestazioni, ecc.); (iii) presenza di elementi mitiganti il rischio controparte (quali forme di securitization, assicurazioni del rischio, garanzie di terzi); (iv) eventuali ulteriori informazioni qua-litative raccolte dalle funzioni commerciali dei singoli business e da info-provider specialistici; (v) andamento del settore di riferimento. I rating interni e i corrispondenti livelli di probabilità di default sono ag-giornati tramite analisi di back-testing e valutazioni sulla rischiosità
spettanza di tale partner. Questo credito è stato considerato in bonis considerato che la produzione è operata da Eni.
I crediti verso altri comprendono per €373 milioni (€300 milioni al 31 di-cembre 2018) il valore recuperabile di crediti scaduti nei confronti della società di Stato del Venezuela PDVSA per le forniture di gas prodotto dal-la joint venture Cardón IV, partecipata pariteticamente da Eni e Repsol, ceduti dalla venture ai soci. I crediti sono esposti al netto di un fondo svalutazione stimato sulla base delle percentuali di perdita sofferte dai creditori in occasione di default sovrani, tenuto conto delle specificità del settore Oil & Gas, applicato anche per la valutazione della recupe-rabilità del valore di carico della partecipazione e del long term interest nell’iniziativa, descritti alla nota n. 16 – Altre attività finanziarie.
I crediti commerciali e altri crediti sono denominati in euro e in dollari USA rispettivamente per €6.303 milioni e €5.480 milioni.
L’esposizione al rischio di credito e le perdite attese relative a crediti commerciali e altri crediti sono state elaborate sulla base di rating in-terni come segue:
del portafoglio correnti e forward looking. La loss given default (LGD) di questi clienti è stimata dai business Eni sulla base dell’esperienza storica di recupero dei crediti commerciali; per i clienti in default sono utilizzate stime basate sull’esperienza del recupero crediti in conten-zioso o in ristrutturazione.
Per le controparti National Oil Company, partner di Eni nei progetti Oil
& Gas, e pubbliche amministrazioni la probability of default, rappre-sentata essenzialmente dalla probabilità di un ritardato pagamento, è determinata utilizzando quale dato di input i country risk premium adottati ai fini della determinazione dei WACC per l’impairment degli asset non finanziari, mentre la LGD è stimata sulla base delle medie storiche dei ritardi di pagamento, valorizzando in sostanza il time va-lue tenuto conto delle forme di securitization in essere che possono comportare una mitigazione della stima della LGD. In caso di partico-lari situazioni di mercato e di crisi finanziarie “sovereign”, la expected loss delle NOC è oggetto di re-rating sulla base dell’osservazione
em-Crediti in bonis
(€ milioni) Rischio
basso Rischio
medio Rischio
alto Crediti
in default Clienti Eni
gas e luce Totale 31.12.2019
Clienti business 1.922 2.882 840 1.396 7.040
National Oil Company e Pubbliche Amministrazioni 1.201 472 244 2.710 4.627
Altre controparti 1.646 103 381 217 2.105 4.452
Valore lordo 4.769 3.457 1.465 4.323 2.105 16.119
Fondo svalutazione (13) (4) (16) (2.547) (666) (3.246)
Valore netto 4.756 3.453 1.449 1.776 1.439 12.873
Expected loss (% al netto dei fattori di mitigazione del rischio controparte) 0,3 0,1 1,1 58,9 31,6 20,1
31.12.2018
Clienti business 2.454 3.585 1.152 1.350 8.541
National Oil Company e Pubbliche Amministrazioni 1.292 157 672 2.217 4.338
Altre controparti 1.494 77 156 271 2.374 4.372
Valore lordo 5.240 3.819 1.980 3.838 2.374 17.251
Fondo svalutazione (9) (3) (44) (2.237) (857) (3.150)
Valore netto 5.231 3.816 1.936 1.601 1.517 14.101
Expected loss (% al netto dei fattori di mitigazione del rischio controparte) 0,2 0,1 2,6 62,5 36,1 18,3
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Il fondo svalutazione crediti commerciali e altri crediti è stato stanziato tenendo conto di fattori di mitigazione del rischio controparte di €2.914 milioni (€3.072 milioni al 31 dicembre 2018):
Non scaduti
Scaduti
Totale
(€ milioni) da 0 a 3 mesi da 3 a 6 mesi da 6 a 12 mesi oltre 12 mesi
31.12.2019 Clienti Eni gas e luce:
- Retail 991 105 60 86 376 1.618
- Middle 93 29 4 14 263 403
- Altri 76 3 1 2 2 84
Valore lordo 1.160 137 65 102 641 2.105
Fondo svalutazione (16) (27) (26) (49) (548) (666)
Valore netto 1.144 110 39 53 93 1.439
Expected loss (%) 1,4 19,7 40,0 48,0 85,5 31,6
31.12.2018 Clienti Eni gas e luce:
- Retail 575 49 34 64 554 1.276
- Middle 449 43 13 29 349 883
- Altri 207 2 1 2 3 215
Valore lordo 1.231 94 48 95 906 2.374
Fondo svalutazione (20) (18) (18) (56) (745) (857)
Valore netto 1.211 76 30 39 161 1.517
Expected loss (%) 1,6 19,1 37,5 58,9 82,2 36,1
pirica maturata nei casi di ristrutturazioni dei debiti sovrani con parti-colare riferimento al settore dell’energia.
Per la clientela Eni gas e luce la determinazione delle classi di rischio e del-la redel-lativa expected loss è effettuata per cluster omogenei di clientedel-la sul-la base delle esperienze passate in termini di incasso, sistematicamente
aggiornate e integrate, ove necessario, per tener conto di informazioni previsionali in merito al rischio di credito dei cluster delle controparti.
L’esposizione al rischio di credito e le perdite attese relative alla clien-tela retail del settore Gas & Power sono state stimate sulla base di una provision matrix come segue:
(€ milioni) 2019 2018
Fondo svalutazione iniziale 3.150 2.639
Modifica dei criteri contabili (IFRS 9) 427
3.150 3.066
Accantonamenti su crediti commerciali e altri crediti in bonis 95 126
Accantonamenti su crediti commerciali e altri crediti in default 525 372
Utilizzi su crediti commerciali e altri crediti in bonis (119) (189)
Utilizzi su crediti commerciali e altri crediti in default (484) (532)
Altre variazioni 79 307
Fondo svalutazione finale 3.246 3.150
Gli accantonamenti su crediti commerciali e altri crediti in bonis sono riferiti al settore Gas & Power per €67 milioni (€108 milioni nel 2018) e riguardano principalmente la clientela retail; nel settore Exploration & Pro-duction gli accantonamenti di €23 milioni (€16 milioni nel 2018) riguarda-no crediti verso i joint operator – società petrolifere di Stato o international oil company – in progetti petroliferi operati da Eni per chiamate fondi.
Gli accantonamenti su crediti commerciali e altri crediti in default sono riferiti al settore Exploration & Production per €339 milioni (€291 mi-lioni nel 2018) e riguardano principalmente le forniture di idrocarburi equity a società di Stato e i crediti per chiamate fondi nei confronti dei joint operator in progetti petroliferi operati da Eni.
Gli utilizzi del fondo svalutazione crediti commerciali e altri crediti in bonis e in default per complessivi €603 milioni (€721 milioni nel 2018) sono riferiti al settore Gas & Power per €385 milioni (€613 milioni nel 2018) e riguardano utilizzi a fronte oneri per €344 milioni (€579 milio-ni nel 2018) riferiti principalmente alla clientela retail. Le aziomilio-ni mes-se in atto dalla società per mitigare il rischio controparte, compresa la maggiore selettività in fase di acquisizione clienti, hanno consentito di ridurre a livelli fisiologici l’incidenza dell’unpaid sul fatturato retail. Gli utilizzi nel settore Exploration & Production di €177 milioni (€66 milioni nel 2018) sono relativi ai progressi registrati nelle azioni di recupero di crediti in sofferenza per chiamate fondi.
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Eni Relazione Finanziaria Annuale 2019
Le rimanenze di materie prime sussidiarie e di consumo riguardano le cariche petrolifere, i catalizzatori e altri materiali di consumo nelle attivi-tà di raffinazione e chimica.
I materiali per attività di perforazione e manutenzione degli impianti e infrastrutture sono riferiti al settore Exploration & Production per
€1.359 milioni (€1.334 milioni al 31 dicembre 2018).
I prodotti finiti e merci riguardano le scorte di gas naturale e prodotti petroliferi per €1.467 milioni (€1.543 milioni al 31 dicembre 2018) e prodotti chimici per €547 milioni (stesso ammontare al 31 dicem-bre 2018).
I certificati e diritti di emissione sono valutati al fair value determinato
Le imposte sul reddito sono analizzate alla nota n. 32 – Imposte sul reddito.
Le passività per imposte sul reddito non correnti includono gli oneri di probabile sostenimento per conteziosi e contestazioni pendenti con
sulla base dei prezzi di mercato. La gerarchia del fair value è di livello 1.
Rimanenze di magazzino per €95 milioni (stesso ammontare al 31 di-cembre 2018) sono a garanzia dell’esposizione potenziale di bilancia-mento nei confronti di Snam Rete Gas SpA.
Le rimanenze sono esposte al netto del fondo svalutazione di €377 mi-lioni (€578 mimi-lioni al 31 dicembre 2018).
Le rimanenze immobilizzate – scorte d’obbligo di €1.371 milioni (€1.217 milioni al 31 dicembre 2018), sono possedute da società ita-liane per €1.353 milioni (€1.200 milioni al 31 dicembre 2018) e riguar-dano le quantità minime di greggio e prodotti petroliferi che le società sono obbligate a detenere sulla base di norme di legge.
31.12.2019 31.12.2018
(€ milioni) Attività Passività Attività Passività
Corrente Non corrente Corrente Non corrente Corrente Non corrente Corrente Non corrente
Imposte sul reddito 192 173 456 454 191 168 440 287