36 Costi operativi

Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi si analizzano come segue:

I costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci riguardano:

I costi per approvvigionamento del gas naturale di €17.408 milioni sono diminuiti di €1.785 milioni per effetto principalmente dalla riduzione dei prezzi d’acquisto a fronte della rinegoziazione di alcuni contratti di approvvigionamento di lungo termine.

I costi per servizi riguardano:

I costi di ricerca e sviluppo che non soddisfano le condizioni stabilite per la loro rilevazione nell’attivo patrimoniale, ammontano a €131 milioni.

I costi per godimento beni di terzi di €674 milioni comprendono royalties su prodotti petroliferi estratti per €259 milioni (€260 milioni al 31 dicembre 2012) e canoni per contratti di leasing operativo per €185 milioni (€170 milioni al 31 dicembre 2012). I canoni per contratti di leasing non annullabili ammontano a €140 milioni (€105 milioni al 31 dicembre 2012). I canoni minimi futuri per anno e per tipologia di contratto non annullabile si analizzano come segue:

Gli accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri di €1.003 milioni sono aumentati di €510 milioni essenzialmente per effetto dei maggiori accantonamenti a fronte di alcuni contratti divenuti onerosi della Divisione Gas & Power. Le informazioni relative ai fondi rischi e oneri sono indicate alla nota n. 29 – Fondi per rischi e oneri, cui si rinvia.

Gli altri oneri di €635 milioni riguardano essenzialmente: (i) l’accantonamento netto al fondo svalutazione crediti (€277 milioni); (ii) le imposte indirette e tasse (€133 milioni); (iii) gli oneri relativi a differenziali zonali addebitati dal Gestore Servizi Energetici GSE, oneri per transazioni effettuate sulla borsa elettrica e oneri relativi a CTR (Corrispettivo per il servizio di Trasmissione) dell’energia elettrica immessa nella rete nazionale (€85 milioni).

Il costo lavoro si analizza come segue:

Il costo lavoro di €1.175 milioni è aumentato di €249 milioni in relazione essenzialmente ai maggiori oneri di incentivazione all’esodo che includono i costi a carico Eni relativi alla procedura di collocamento in mobilità avviata nell’esercizio e riferita al biennio 2013-2014 ai sensi della Legge 223/1991 e all’acquisizione del ramo d’azienda “Amministrazione, Bilancio e Attività Transazionali”.

Il numero medio dei dipendenti ripartito per categoria è il seguente:

Il numero medio dei dipendenti è calcolato come media mensile dei dipendenti per categoria.

Al 31 dicembre 2013 è in essere il Piano di stock option 2006-2008, approvato dall’Assemblea degli azionisti di Eni SpA del 25 maggio 2006. Successivamente Eni non ha più deliberato piani di incentivazione basati sull’assegnazione di strumenti finanziari.

I Piani di stock option prevedevano l’assegnazione a titolo gratuito di diritti di acquisto su azioni Eni ai dirigenti di Eni e delle società controllate (escluse le società quotate) più direttamente responsabili dei risultati aziendali o di interesse strategico. I diritti di opzione in essere danno la facoltà a ciascun assegnatario di acquistare le azioni, in un rapporto di 1:1, a un prezzo pari alla media aritmetica dei prezzi ufficiali di Borsa nel mese precedente l’assegnazione o, se maggiore, al costo medio delle azioni proprie in portafoglio rilevato il giorno precedente la data dell’assegnazione.

In particolare, per i Piani 2002-2004⁹ e 2005¹⁰ le opzioni potevano essere esercitate dopo tre anni dall’assegnazione (“vesting period”) e per un periodo massimo di cinque anni (“exercise period”), mentre per il Piano 2006-2008¹¹ la durata del vesting period e dell’exercise period è rispettivamente di tre anni. Il Piano 2006-2008 prevede inoltre che il numero di opzioni esercitabili al termine del vesting period sia determinato, in percentuale compresa tra zero e 100, in funzione del posizionamento del Total Shareholders’ Return (TSR) del titolo Eni rispetto a quello delle altre sei maggiori compagnie petrolifere internazionali per capitalizzazione¹². Seguono le informazioni sull’attività residua dei Piani relativi agli esercizi passati.

Al 31 dicembre 2013 sono in essere n. 2.980.725 opzioni per l’acquisto di n. 2.980.725 azioni ordinarie di Eni prive di indicazione del valore nominale, a un prezzo di esercizio medio ponderato di €22,54.

Al 31 dicembre 2013 la vita utile residua delle opzioni è di 7 mesi .

L’evoluzione dei diritti di opzione nel 2013 è costituita dal carry-over dei diritti assegnati negli anni precedenti, come di seguito illustrato:

Il valore di mercato unitario delle opzioni assegnate era la media ponderata per il numero di azioni di €2,60 per azione nel 2008. Il valore di mercato è stato determinato utilizzando le seguenti assunzioni:

I compensi spettanti a soggetti che hanno il potere e la responsabilità della pianificazione, direzione e controllo della Società e quindi gli amministratori esecutivi e non, i direttori generali e i dirigenti con responsabilità strategica (cd. key management personnel) in carica al 31 dicembre ammontano (inclusi i contributi e gli oneri accessori) a €30 e €34 milioni rispettivamente per il 2012 e il 2013 e si analizzano come segue:

L’incremento dei compensi relativi al 2013 rispetto agli esercizi precedenti sono riconducibili principalmente a una diversa composizione dei key manager.

I compensi spettanti agli amministratori ammontano a €11,4 milioni e i compensi spettanti ai sindaci ammontano a €474 mila (art. 2427, n. 16 del Codice Civile). Questi compensi riguardano gli emolumenti e ogni altra somma avente natura retributiva, previdenziale e assistenziale dovuta per lo svolgimento della funzione che abbiano costituito un costo per la Società, anche se non soggetti all’imposta sul reddito delle persone fisiche.

Gli altri proventi (oneri) operativi relativi a strumenti finanziari derivati su commodity si analizzano come segue:

Gli altri oneri operativi netti di €168 milioni (oneri operativi netti di €173 milioni al 31 dicembre 2012) riguardano: (i) la rilevazione a conto economico degli effetti relativi al regolamento e alla valutazione al fair value degli strumenti finanziari derivati su commodity in parte privi dei requisiti formali per essere trattati in base all’hedge accounting (€193 milioni); (ii) la rilevazione a conto economico degli effetti relativi alla quota inefficace del fair value degli strumenti finanziari derivati su commodity posti in essere dalla Divisione Gas & Power (provento netto di €25 milioni).

Gli ammortamenti e svalutazioni si analizzano come di seguito indicato:

Gli ammortamenti e le svalutazioni di €1.635 milioni sono aumentati di €509 milioni a seguito essenzialmente delle maggiori svalutazioni rispetto a quelle dell’esercizio 2012 relative in particolare agli impianti di raffinazione.