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Adesione al Codice italiano pagamenti responsabili
In linea con la policy di trasparenza e correttezza nella gestione dei propri fornitori, Eni SpA ha aderito al Codice Italiano Pagamen-ti Responsabili che Assolombarda ha isPagamen-tituito nel 2014. Nel 2019 i tempi medi di pagamenti dei fornitori, secondo le previsioni con-trattuali, si sono attestati mediamente a 56 giorni.
Art. 15 (già art. 36) del Regolamento Mercati Consob (aggiornato con Delibera Consob n. 20249 del 28 dicembre 2017): condizioni per la quotazione di azioni di società controllanti società costituite e regolate dalla legge di Stati non appartenenti all’Unione Europea.
In relazione alle prescrizioni regolamentari in tema di condizioni per la quotazione di società controllanti società costituite e regolate se-condo leggi di Stati non appartenenti all’Unione Europea e di signifi-cativa rilevanza ai fini del bilancio consolidato, si segnala che:
- alla data del 31 dicembre 2019 le prescrizioni regolamentari dell’art. 15 del Regolamento Mercati si applicano alle società con-trollate: NAOC – Nigerian Agip Oil Co. Ltd, Eni Petroleum Co Inc, Eni Congo SA, Nigerian Agip Exploration Ltd, Eni Turkmenistan Ltd, Eni Canada Holding Ltd, Eni Ghana Exploration and Production Ltd, Eni Trading & Shipping Inc, Eni Finance USA Inc;
- sono state adottate le procedure adeguate che assicurano la completa compliance alla predetta normativa.
Regole per la trasparenza e la correttezza sostanziale e procedurale delle operazioni con parti correlate
Le regole per la trasparenza e la correttezza sostanziale e proce-durale delle operazioni con parti correlate adottate dalla Società in linea con i listing standard Consob sono disponibili sul sito in-ternet della Società e nella Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Proprietari 2019.
Sedi secondarie
In ottemperanza a quanto disposto dall’art. 2428, quarto comma del Codice Civile, si attesta che Eni SpA ha le seguenti sedi secondarie:
San Donato Milanese (MI) - Via Emilia, 1;
San Donato Milanese (MI) - Piazza Vanoni, 1.
Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio
I fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio sono indicati nel commento all’andamento operativo dei settori di attività.
Gli sviluppi recenti relativi alla diffusione della malattia pandemi-ca COVID-19 e all'attuale situazione di eccesso di offerta sui mer-cati internazionali del greggio sono descritti nei fattori di rischio e non sono riflessi nelle valutazioni di bilancio poichè trattasi di non-adjusting events.
Altre
informazioni
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Il glossario dei termini delle attività operative è consultabile sul sito Internet di Eni all’indirizzo eni.com. Di seguito sono elencati quelli di uso più ricorrente.
| Barile Unità di volume corrispondente a 159 litri. Un barile di greg-gio 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 coeffi- ciente moltiplicatore di 0,00653.
| Conversione Processi di raffineria che permettono la trasforma- zione di frazioni pesanti in frazioni più leggere. Appartengono a tali processi il cracking, il visbreaking, il coking, la gassificazione dei residui di raffineria, ecc. Il rapporto fra la capacita di tratta- mento complessiva di questi impianti e quella di impianti di fra- zionamento primario del greggio esprime il “grado di conversio- ne della raffineria”; più esso è elevato, più la raffineria è flessibile ed offre maggiori prospettive di redditività.
| Elastomeri (o Gomme) Polimeri, naturali o sintetici, che, a diffe- renza 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 gom- me etilene-propilene (EPR), le gomme termoplastiche (TPR), le gomme nitriliche (NBR).
| Emissioni di NOX (ossidi di azoto) Emissioni dirette totali di ossi-di ossi-di azoto dovute ai processi ossi-di combustione con aria. Sono inclu-se le emissioni di NOX da attività di flaring, da processi di recupero dello zolfo, da rigenerazione FCC, ecc. Sono comprese le emissioni di NO ed NO2, mentre sono escluse le emissioni di N2O.
| Emissioni di SOX (ossidi di zolfo) Emissioni dirette totali di ossi-di ossi-di zolfo, comprensive delle emissioni ossi-di SO2 ed SO3. Le principali sorgenti sono gli impianti di combustione, i motori diesel (compresi quelli marini), la combustione in torcia, il gas flaring (se il gas con-tiene H2S), i processi di recupero dello zolfo, la rigenerazione FCC.
| Emissioni GHG Scope 1 Emissioni dirette di GHG derivanti dalle operazioni della Compagnia, prodotte da fonti di proprietà o con-trollate dalla Compagnia.
| Emissioni GHG Scope 2 Emissioni indirette di GHG derivanti dalla generazione di elettricità, vapore e calore acquistato da terze par-ti e consumate da asset possedupar-ti o controllapar-ti dalla Compagnia.
| Emissioni GHG Scope 3 Emissioni indirette di GHG associate alla catena del valore dei prodotti Eni.
| Extrarete Insieme delle attività di commercializzazione di pro- dotti petroliferi sul mercato nazionale finalizzate alla vendita a grossisti/rivenditori (soprattutto gasolio), a pubbliche ammini- strazioni e a consumatori, quali industrie, centrali termoelettri- che (olio combustibile), compagnie aeree (jet fuel), trasportato- ri, 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.
| Greenhouse Gases (GHG) (GHG) Gas presenti nell'atmosfera, trasparenti alla radiazione solare, che assorbono le radiazioni in-frarosse emesse dalla superficie terrestre. I GHG che interessano
le attività di Eni sono: anidride carbonica (CO2), metano (CH4) e protossido di azoto (N2O). Le emissioni di GHG sono convenzio-nalmente riportate in CO2 equivalente (CO2eq) in conformità con i valori del Global Warming Potential, in linea con il quarto Asses-sment Report dell'IPCC AR4.
| GNL Gas naturale liquefatto, ottenuto a pressione atmosferica con il raffreddamento del gas naturale a -160 °C. Il gas viene lique- fatto 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 pe- trolio, gassosa a pressione atmosferica e facilmente liquefatta a temperatura ambiente attraverso una limitata compressione.
| Indice di efficienza operativa Eni Rapporto tra il 100% delle emis-sioni GHG Scope 1 e Scope 2 delle principali attività di Eni (su base operata) ed energia prodotta, convertita per omogeneità in boe.
| Intensità emissiva GHG Upstream Rapporto tra il 100% delle emissioni GHG Scope 1 degli asset operati Upstream e il 100% del-la produzione lorda operata (espressa in boe).
| Materie prime di seconda e terza generazione Materie prime non in concorrenza con il settore alimentare, a differenza di quelle di prima generazione (oli vegetali). La seconda generazione è co-stituita principalmente da rifiuti agricoli non alimentari e rifiuti agro-urbani (grassi animali, oli da cucina usati e rifiuti agricoli), quelle di terza generazione sono quelle materie non agricole ad alta innovazione (derivanti da alghe o rifiuti).
| 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 iso-butano, isopentano e pentani plus, talvolta definiti come “gasolina naturale” (natural gasoline) o condensati di impianto.
| Net-Absolute GHG Lifecycle Emissions Emissioni complessive GHG Scope 1, Scope 2 e Scope 3 associate all’intera catena del valore dei prodotti e delle attività Eni, al netto dei carbon sink.
| Net Carbon Footprint Emissioni complessive di GHG Scope 1 e Scope 2 associate alle operazioni Eni, al netto dei carbon sink.
| Net-Carbon Intensity Rapporto tra il net-absolute GHG Lifecycle Emissions e il contenuto energetico dei prodotti venduti.
| Oil spill Sversamento di petrolio o derivato petrolifero da raffina-zione o di rifiuto petrolifero occorso durante la normale attività operativa (da incidente) o dovuto ad azioni che ostacolano l’atti-vità operativa della business unit o ad atti eversivi di gruppi orga-nizzati (da atti di sabotaggio e terrorismo).
| 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 che 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.
| Plasmix Nome collettivo delle diverse materie plastiche che at-tualmente non hanno utilizzo nel mercato del riciclo e possono essere utilizzate come materia prima nei nuovi business Eni rela-tivi all’economia circolare.
Glossario
152 G L O S S A R I O
| 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 tecno- logie, 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 giaci- mento e per mantenere/aumentare i livelli di produzione.
| Production Sharing Agreement (PSA) Tipologia contrattuale vi-gente nei Paesi produttori dell’area non OCSE caratterizzata dall’in-testazione 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 isti-tuire rapporti contrattuali con altre società (estere o locali). Con il contratto, il Committente (la società nazionale) affida al Contratti-sta (la società terza) il compito di eseguire i lavori di esplorazione e produzione con l’apporto di tecnologie e mezzi finanziari. Sotto il profilo economico il contratto prevede che il rischio esplorativo sia a carico del Contrattista e che la produzione venga suddivisa in due parti: una (Cost Oil) destinata al recupero dei costi del Contrattista;
l’altra (Profit Oil) suddivisa a titolo di profitto tra il Committente e il Contrattista secondo schemi di ripartizione variabili. Sulla base di questa configurazione di principio, la contrattualistica specifica può assumere caratteristiche diverse a seconda dei Paesi.
| Recupero assistito Tecniche utilizzate per aumentare o prolun- gare la produttività dei giacimenti.
| Riserve Sono le quantità di olio e di gas stimate economica- mente producibili, ad una certa data, attraverso l’applicazione di progetti di sviluppo in accumuli noti. In aggiunta le licenze, i permessi, gli impianti, le strutture di trasporto degli idrocarburi ed il finanziamento del progetto, devono esistere, oppure ci deve essere la ragionevole aspettativa che saranno disponibili in un tempo ragionevole. Le riserve si distinguono in: (i) riserve svi-luppate: quantità di idrocarburi che si stima di poter recuperare tramite pozzi, facility e metodi operativi esistenti; (ii) riserve non sviluppate: quantità di idrocarburi che si prevede di recuperare a seguito di nuove perforazioni, facility e metodi operativi.
| Riserve certe Rappresentano le quantità stimate di olio e gas che, sulla base dei dati geologici e di ingegneria di giacimento dispo-nibili, sono stimate con ragionevole certezza economicamente producibili da giacimenti noti alle condizioni tecniche, contrattuali, economiche e operative esistenti al momento della stima. Ragio-nevole certezza significa che esiste un “alto grado di confidenza che le quantità verranno recuperate” cioè che è molto più proba-bile che lo siano piuttosto che non lo siano. Il progetto di sviluppo deve essere iniziato oppure l’operatore deve essere ragionevol-mente certo (chiara volontà manageriale) che inizierà entro un tempo ragionevole.
| Ship-or-pay Clausola dei contratti di trasporto del gas naturale, in base alla quale il committente è obbligato a pagare il corrispetti- vo per i propri impegni di trasporto anche quando il gas non viene trasportato.
| Take-or-pay Clausola dei contratti di acquisto del gas naturale, in base alla quale l’acquirente è obbligato a pagare al prezzo con-trattuale, 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 con-trattuale già corrisposto.
| UN SDG Gli Obiettivi di Sviluppo Sostenibile (SDG) sono il piano per realizzare un futuro migliore e più sostenibile per tutti entro il 2030. Adottati da tutti gli Stati membri delle Nazioni Unite nel 2015, affrontano le sfide globali che il mondo sta combattendo, comprese quelle legate alla povertà, alla disuguaglianza, al cam-biamento climatico, al degrado ambientale, alla pace e alla giusti-zia. Per ulteriori dettagli consultare il sito https://unsdg.un.org
| 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 certe di fine anno e la produzione dell’anno.
| Work-over Operazione di intervento su un pozzo per eseguire con-sistenti manutenzioni e sostituzioni delle attrezzature di fondo che convogliano i fluidi di giacimento in superficie.
/a anno mgl migliaia
bbl barili mld miliardi
bbl/g barili/giorno mln milioni
boe barili di petrolio equivalente n. numero
boe/g barili di petrolio equivalente/giorno NGL Natural Gas Liquids
/g giorno PCA Production Concession Agreement
GNL Gas Naturale Liquefatto ppm parti per milione
GPL Gas di Petrolio Liquefatto PSA Production Sharing Agreement
GWh Gigawattora tep tonnellate di petrolio equivalente
km chilometri ton tonnellate
mc metri cubi TWh Terawattora
Abbreviazioni
B I L A N C I O C O N S O L I D A T O 2 0 1 9 | S C H E M I
154 154
01.01.2018 31.12.2019 31.12.2018
Totale di cui verso parti
correlate (€ milioni) Note Totale
di cui verso parti
correlate Totale
di cui verso parti correlate ATTIVITÀ
Attività correnti
7.363 Disponibilità liquide ed equivalenti (5) 5.994 10.836
6.219 Attività finanziarie destinate al trading (6) 6.760 6.552
316 73 Altre attività finanziarie (16) 384 60 300 49
14.156 834 Crediti commerciali e altri crediti (7) 12.873 704 14.101 633
4.621 Rimanenze (8) 4.734 4.651
191 Attività per imposte sul reddito (9) 192 191
2.768 30 Altre attività (10) (23) 3.972 219 2.819 71
35.634 34.909 39.450
Attività non correnti
63.158 Immobili, impianti e macchinari (11) 62.192 60.302
Diritto di utilizzo beni in leasing (12) 5.349
3.012 Attività immateriali (13) 3.059 3.170
1.283 Rimanenze immobilizzate-scorte d'obbligo (8) 1.371 1.217
3.474 Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto (15) 9.035 7.044
900 Altre partecipazioni (15) 929 919
1.675 1.214 Altre attività finanziarie (16) 1.174 911 1.253 915
4.315 Attività per imposte anticipate (22) 4.360 3.931
182 Attività per imposte sul reddito (9) 173 168
1.141 46 Altre attività (10) (23) 871 181 624 160
79.140 88.513 78.628
323 Attività destinate alla vendita (24) 18 295
115.097 TOTALE ATTIVITÀ 123.440 118.373
PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO Passività correnti
2.242 164 Passività finanziarie a breve termine (18) 2.452 46 2.182 661
2.286 Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine (18) 3.156 3.601
Quote a breve di passività per beni in leasing a lungo termine (12) 889 5
15.305 2.808 Debiti commerciali e altri debiti (17) 15.545 2.663 16.747 3.664
472 Passività per imposte sul reddito (9) 456 440
4.317 60 Altre passività (10) (23) 7.146 155 5.412 63
24.622 29.644 28.382
Passività non correnti
20.179 Passività finanziarie a lungo termine (18) 18.910 20.082
Passività per beni in leasing a lungo termine (12) 4.759 8
13.124 Fondi per rischi e oneri (20) 14.106 11.626
1.022 Fondi per benefici ai dipendenti (21) 1.136 1.117
5.937 Passività per imposte differite (22) 4.920 4.272
359 Passività per imposte sul reddito (9) 454 287
1.443 23 Altre passività (10) (23) 1.611 23 1.475 23
42.064 45.896 38.859
87 Passività direttamente associabili ad attività destinate alla vendita (24) 59
66.773 TOTALE PASSIVITÀ 75.540 67.300
PATRIMONIO NETTO (25)
49 Interessenze di terzi 61 57
Patrimonio netto di Eni:
4.005 Capitale sociale 4.005 4.005
36.211 Utili relativi a esercizi precedenti 37.436 36.702
4.818 Riserve per differenze cambio da conversione 7.209 6.605
1.889 Altre riserve 1.564 1.672
(581) Azioni proprie (981) (581)
(1.441) Acconto sul dividendo (1.542) (1.513)
3.374 Utile dell'esercizio 148 4.126
48.275 Totale patrimonio netto di Eni 47.839 51.016
48.324 TOTALE PATRIMONIO NETTO 47.900 51.073
115.097 TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO 123.440 118.373