37 Costi operativi

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

I costi per servizi comprendono compensi di intermediazione riferiti al settore Ingegneria & Costruzioni per €5 milioni (€12 milioni e €6 milioni rispettivamente nel 2011 e nel 2012).

I costi di ricerca e sviluppo privi dei requisiti per la rilevazione all’attivo patrimoniale ammontano a €197 milioni (€190 milioni e €211 milioni rispettivamente nel 2011 e nel 2012).

I costi per godimento di beni di terzi comprendono canoni per contratti di leasing operativo per €1.592 milioni (€1.295 milioni e €1.432 milioni rispettivamente nel 2011 e nel 2012) e royalties su prodotti petroliferi estratti per €1.413 milioni (€1.295 milioni e €1.555 milioni rispettivamente nel 2011 e nel 2012).

Gli altri oneri di €1.134 milioni comprendono minusvalenze da vendita di attività materiali e immateriali per €182 milioni riferiti per €108 milioni al settore Ingegneria & Costruzioni e per €66 milioni al settore Exploration & Production.

I pagamenti minimi futuri dovuti per contratti di leasing operativo non annullabili si analizzano come segue:

I contratti di leasing operativo riguardano principalmente asset per attività di perforazione, time charter e noli di navi a lungo termine, terreni, stazioni di servizio e immobili per ufficio. Questi contratti, generalmente, non prevedono opzioni di rinnovo. Non ci sono significative restrizioni imposte a Eni dagli accordi di leasing operativo con riferimento alla distribuzione di dividendi, alla disponibilità degli asset o alla capacità di indebitarsi.

Gli accantonamenti ai fondi per rischi e oneri al netto degli utilizzi per esuberanza di €857 milioni (€527 milioni e €871 milioni rispettivamente nel 2011 e nel 2012) riguardano l’accantonamento netto al fondo rischi per contenziosi di €222 milioni (accantonamenti netti di €166 milioni e €688 milioni rispettivamente nel 2011 e nel 2012) e l’accantonamento netto al fondo rischi ambientali di €127 milioni (accantonamenti netti di €174 milioni e €67 milioni rispettivamente nel 2011 e nel 2012). Maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 28 – Fondi per rischi e oneri.

Il costo lavoro si analizza come segue:

Gli altri costi di €409 milioni (€334 milioni e €187 milioni rispettivamente nel 2011 e nel 2012) comprendono oneri per esodi agevolati per €279 milioni (€203 milioni e €64 milioni rispettivamente nel 2011 e nel 2012) e oneri per programmi a contributi definiti per €109 milioni (€94 milioni e €100 milioni rispettivamente nel 2011 e nel 2012).

Gli oneri per programmi a benefici ai dipendenti sono analizzati alla nota n. 29 – Fondi per benefici ai dipendenti.

Il numero medio dei dipendenti delle imprese incluse nell’area di consolidamento ripartito per categoria è il seguente:

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.

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.

Il Piano di stock option in essere prevede 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 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.

Al 31 dicembre 2013 sono in essere n. 2.980.725 opzioni relative all’assegnazione 2008 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 nel 2008 era pari alla media ponderata per il numero di azioni di €2,60 per azione. Il valore di mercato è stato determinato utilizzando le seguenti assunzioni:

Il costo dei piani di stock option di competenza dell’esercizio 2011 ammonta a €3 milioni, nessun costo per l’esercizio 2012 e 2013.

I compensi spettanti ai 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 di ogni esercizio ammontano (incluso i contributi e gli oneri accessori) a €34 milioni, €33 milioni e €38 milioni rispettivamente per il 2011, 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 €8,4 milioni, €13,2 milioni e €11,4 milioni rispettivamente per gli esercizi 2011, 2012 e 2013. I compensi spettanti ai sindaci ammontano a €0,513 milioni, €0,467 milioni e €0,474 milioni, rispettivamente per gli esercizi 2011, 2012 e 2013.

I compensi comprendono gli emolumenti e ogni altra somma avente natura retributiva, previdenziale e assistenziale dovuti per lo svolgimento della funzione di amministratore o di sindaco in Eni SpA e in altre imprese incluse nell’area di consolidamento, che abbiano costituito un costo per Eni, 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:

I proventi (oneri) netti su strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge riguardano la quota inefficace del fair value degli strumenti finanziari derivati su commodity posti in essere dal settore Gas & Power.

I proventi (oneri) netti su altri strumenti finanziari derivati riguardano: (i) gli effetti da regolamento e valutazione a fair value degli strumenti finanziari derivati di trading sui prezzi delle commodity e per attività di trading proprietario (oneri netti per €8 milioni); (ii) gli effetti da regolamento e valutazione a fair value degli strumenti finanziari derivati su merci privi dei requisiti formali per essere trattati in base all’hedge accounting secondo gli IFRS in quanto stipulati su importi corrispondenti all’esposizione netta del rischio commodity (oneri netti per €91 milioni); (iii) la valutazione a fair value di derivati impliciti presenti nelle formule prezzo di contratti di fornitura di lungo termine di gas nel settore Exploration & Production (proventi netti per €3 milioni).

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

Gli ammortamenti e svalutazioni si analizzano come segue:

Gli ammortamenti e svalutazioni sono analizzati per settore di attività alla nota n. 42 – Informazioni per settore di attività e per area geografica.