21 Altre attività non correnti

Le altre attività non correnti si analizzano come segue:

I crediti per attività di disinvestimento di €702 milioni (€752 milioni al 31 dicembre 2012) comprendono: (i) il credito residuo di €166 milioni per l’indennizzo transatto con le Autorità venezuelane a fronte dell’esproprio del titolo minerario di Dación nel 2006. Il credito matura interessi a condizioni di mercato per effetto del differimento del rimborso. Nel 2013 sono stati rimborsati €68 milioni ($90 milioni). Sono in corso negoziazioni per definire ulteriori rimborsi del credito; (ii) la quota a lungo termine di €341 milioni del credito relativo alla cessione della quota dell’1,71% nel progetto Kashagan al partner kazakho KazMunaiGas sulla base degli accordi tra i partner internazionali del consorzio North Caspian Sea PSA e le Autorità kazakhe che implementano il nuovo schema contrattuale e di governance del progetto con efficacia economica 1° gennaio 2008. Il rimborso del credito è previsto in tre rate annuali a partire dalla data in cui la produzione raggiungerà il livello commerciale. Il credito matura interessi a tassi di mercato; (iii) la quota a lungo termine di €46 milioni del credito relativo alla cessione della quota del 3,25% nel progetto Karachaganak (pari al 10% dell’interessenza Eni) alla controparte di stato kazakha KazMunaiGas, sulla base dell’accordo transattivo del dicembre 2011 tra le Contracting Companies del Final Production Sharing Agreement (FPSA) di Karachaganak e le Autorità kazakhe, che ha sancito la chiusura del contenzioso sul cost recovery e su alcune materie fiscali. L’accordo si è perfezionato il 28 giugno 2012. Il rimborso del credito è previsto in tre anni a partire da luglio 2012, in rate mensili e matura interessi a tassi di mercato. Nel 2013 sono stati rimborsati €82 milioni. La quota a breve termine è indicata alla nota n. 10 – Crediti commerciali e altri crediti.

I rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 43 – Rapporti con parti correlate.

Il fair value degli strumenti finanziari derivati non di copertura si analizza come segue:

Il fair value degli strumenti finanziari derivati è calcolato sulla base di quotazioni di mercato fornite da primari info-provider, oppure, in assenza di informazioni di mercato, sulla base di appropriate tecniche di valutazione generalmente adottate in ambito finanziario.

Il fair value degli strumenti finanziari derivati non di copertura di €256 milioni (€429 milioni al 31 dicembre 2012) riguarda strumenti finanziari derivati privi dei requisiti formali per essere trattati in hedge accounting secondo gli IFRS in quanto stipulati su importi corrispondenti all’esposizione netta dei rischi su cambi, su tassi di interesse e sui prezzi delle commodity e, pertanto, non direttamente riconducibile alle transazioni commerciali o finanziarie originarie.

Il fair value degli strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge di €6 milioni (€2 milioni al 31 dicembre 2012) è riferito alle coperture del settore Gas & Power come descritto alla nota n. 14 – Altre attività correnti. Il fair value passivo relativo agli strumenti finanziari derivati con scadenza successiva al 2014 è indicato alla nota n. 31 – Altre passività non correnti; il fair value attivo e passivo relativo agli strumenti finanziari derivati con scadenza entro il 2014 è indicato rispettivamente alle note n. 14 – Altre attività correnti e n. 26 – Altre passività correnti. Gli effetti della valutazione al fair value degli strumenti finanziari derivati cash flow hedge sono indicati alle note n. 33 – Patrimonio netto e n. 37 – Costi operativi.

Gli impegni di vendita per gli strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge ammontano a €132 milioni (impegni di acquisto e vendita rispettivamente di €21 milioni e €60 milioni al 31 dicembre 2012).

Le informazioni relative ai rischi oggetto di copertura e alle politiche di hedging sono indicate alla nota n. 35 – Garanzie, impegni e rischi – Gestione dei rischi finanziari.

Le altre attività di €2.106 milioni (€2.563 milioni al 31 dicembre 2012) riguardano per €1.892 milioni (€2.367 milioni al 31 dicembre 2012) le quantità di gas non prelevate da Eni fino a concorrenza del minimum take contrattuale, che hanno fatto scattare l’obbligo di pagare l’anticipo del prezzo contrattuale di fornitura in adempimento della clausola take-or-pay con contropartita debiti verso fornitori gas (altri debiti della nota n. 23 – Debiti commerciali e altri debiti). La variazione rispetto all’esercizio precedente è dovuta al ritiro di parte dei volumi prepagati grazie al beneficio delle rinegoziazioni che hanno consentito maggiori flessibilità di prelievo. La classificazione nell’attivo non corrente è dovuta alla previsione di ritiro di tali volumi pre-pagati oltre l’orizzonte temporale di 12 mesi. La clausola di take-or-pay prevede l’anticipazione totale o parziale del prezzo contrattuale per i volumi di gas non ritirati rispetto alla quantità minima contrattuale, con facoltà di prelevare negli anni contrattuali successivi il gas pagato ma non ritirato (clausola di take-or-pay nel glossario). Il valore contabile dell’anticipo, assimilabile a un credito in natura, è oggetto di svalutazione per allinearlo al valore netto di realizzo del gas quando quest’ultimo è inferiore. In caso contrario e nei limiti del costo sostenuto è prevista la ripresa di valore. L’ammontare dei volumi di gas prepagati riflette le difficili condizioni del mercato europeo del gas naturale a causa della debolezza della domanda e dell’intensa pressione competitiva alimentata dall’oversupply che non hanno consentito di rispettare gli obblighi minimi di prelievo dei contratti di fornitura gas. Il management prevede di recuperare i volumi pre-pagati nel lungo termine facendo leva sulla progressiva crescita delle vendite Eni in Italia e nei mercati europei target grazie alla migliorata competitività del gas Eni, che riflette i benefici attesi dalle rinegoziazioni contrattuali in corso e pianificate e il rafforzamento della leadership in Europa, e sui benefici attesi dalla riduzione delle quantità minime soggette al vincolo di prelievo negli esercizi futuri e altre flessibilità operative (ad esempio cambio di delivery point e forniture di GNL in luogo di quelle via pipeline) derivanti dalle previste rinegoziazioni dei contratti take-or-pay, compreso il mancato rinnovo di quelli in scadenza.