35 Garanzie, impegni e rischi

Le garanzie si analizzano come segue:

Le altre garanzie personali prestate nell’interesse di imprese consolidate di €11.961 milioni (€11.350 milioni al 31 dicembre 2012) riguardano principalmente: (i) contratti autonomi rilasciati a terzi a fronte di partecipazioni a gare d’appalto e rispetto degli accordi contrattuali per €7.858 milioni (€7.511 milioni al 31 dicembre 2012), di cui €4.920 milioni relativi al settore Ingegneria & Costruzioni (€5.491 milioni al 31 dicembre 2012); (ii) rimborso di crediti IVA da parte dell’Amministrazione finanziaria per €1.408 milioni (€1.370 milioni al 31 dicembre 2012); (iii) rischi assicurativi per €293 milioni che Eni ha riassicurato (€298 milioni al 31 dicembre 2012).

L’impegno effettivo a fronte delle suddette garanzie è di €11.781 milioni (€11.266 milioni al 31 dicembre 2012).

Le altre garanzie personali prestate nell’interesse di imprese controllate non consolidate di €160 milioni (€161 milioni al 31 dicembre 2012) riguardano contratti autonomi e lettere di patronage rilasciati a committenti per partecipazioni a gare d’appalto e per buona esecuzione dei lavori per €147 milioni (€154 milioni al 31 dicembre 2012).

L’impegno effettivo a fronte delle suddette garanzie è di €29 milioni (€34 milioni al 31 dicembre 2012).

Le fidejussioni e le altre garanzie personali prestate nell’interesse di imprese a controllo congiunto e collegate di €6.497 milioni (€7.100 milioni al 31 dicembre 2012) riguardano principalmente: (i) la fidejussione di €6.122 milioni (stesso importo al 31 dicembre 2012) rilasciata da Eni SpA alla Treno Alta Velocità – TAV – SpA (ora RFI – Rete Ferroviaria Italiana SpA) per il puntuale e corretto adempimento del progetto e dell’esecuzione lavori della tratta ferroviaria Milano-Bologna da parte del CEPAV (Consorzio Eni per l’Alta Velocità) Uno; a fronte della garanzia i partecipanti del Consorzio, escluse le società controllate da Eni, hanno rilasciato a Eni lettere di manleva nonché garanzie bancarie a prima richiesta in misura pari al 10% delle quote lavori rispettivamente assegnate; (ii) fidejussioni e altre garanzie personali rilasciate a banche in relazione alla concessione di prestiti e linee di credito per €253 milioni (€828 milioni al 31 dicembre 2012); la garanzia relativa al contratto autonomo rilasciato da Eni SpA per conto di Blue Stream Pipeline Co BV (50% Eni) a favore del consorzio internazionale di banche che ha finanziato la società (€657 milioni al 31 dicembre 2012) è stata estinta; (iii) fidejussioni e altre garanzie personali rilasciate a committenti per partecipazioni a gare d’appalto e per buona esecuzione dei lavori per €62 milioni (€91 milioni al 31 dicembre 2012).

L’impegno effettivo a fronte delle suddette garanzie è di €382 milioni (€456 milioni al 31 dicembre 2012).

Le fidejussioni e le altre garanzie personali prestate nell’interesse di altri di €176 milioni (€291 milioni al 31 dicembre 2012) riguardano principalmente: (i) la garanzia rilasciata a favore di Gulf LNG Energy e Gulf LNG Pipeline e nell’interesse di Angola LNG Supply Service Llc (Eni 13,6%) a copertura degli impegni relativi al pagamento delle fee di rigassificazione (€147 milioni). L’impegno contrattuale previsto è stimato per un ammontare di €147 milioni (€159 milioni al 31 dicembre 2012); (ii) le garanzie rilasciate a favore di banche e di altri finanziatori per la concessione di prestiti e linee di credito nell’interesse di partecipazioni minori o imprese cedute per €10 milioni (stesso ammontare al 31 dicembre 2012). L’impegno effettivo a fronte delle suddette garanzie è di €162 milioni (€278 milioni al 31 dicembre 2012).

Gli impegni e rischi si analizzano come segue:

Gli impegni di €14.200 milioni (€16.247 milioni al 31 dicembre 2012) riguardano: (i) le parent company guarantees rilasciate a fronte degli impegni contrattuali assunti dal settore Exploration & Production per l’attività di esplorazione e produzione di idrocarburi quantificabili, sulla base degli investimenti ancora da eseguire, in €9.804 milioni (€11.260 milioni al 31 dicembre 2012); (ii) l’impegno assunto da Eni USA Gas Marketing Llc verso la società Angola LNG Supply Service Llc per l’acquisto del gas rigassificato al terminale di Pascagoula (USA) per 20 anni (fino al 2031). L’impegno contrattuale è stimato in €2.228 milioni (€2.613 milioni al 31 dicembre 2012) ed è valorizzato nella tabella degli impegni contrattuali fuori bilancio indicati nel successivo paragrafo “Rischio di liquidità”; (iii) l’impegno contrattuale assunto da Eni USA Gas Marketing Llc verso la società Gulf LNG Energy per l’acquisizione della capacità di rigassificazione del terminale di Pascagoula (USA) per circa 6 miliardi di metri cubi/anno per 20 anni (fino al 2031). L’impegno contrattuale previsto è stimato per un ammontare di €1.059 milioni (€1.167 milioni al 31 dicembre 2012) ed è valorizzato nella tabella degli impegni contrattuali fuori bilancio indicati nel successivo paragrafo “Rischio di liquidità”; (iv) l’impegno contrattuale assunto da Eni USA Gas Marketing Llc verso la società Cameron LNG Llc del Gruppo Sempra per l’acquisto di capacità di rigassificazione del terminale di Cameron (USA) per circa 6 miliardi di metri cubi/anno per 20 anni (fino al 2029). L’impegno contrattuale è stimato in €852 milioni (€946 milioni al 31 dicembre 2012) ed è valorizzato nella tabella degli impegni contrattuali fuori bilancio indicati nel successivo paragrafo “Rischio di liquidità”. Nel febbraio 2014 Sempra ha ottenuto l’autorizzazione per l’export di GNL da parte delle competenti autorità statunitensi ed è in attesa di ottenere l’autorizzazione per la riconversione del terminale in impianto di liquefazione. Tale sviluppo potrebbe portare alla risoluzione anticipata del contratto di rigassificazione riducendo in misura significativa gli impegni futuri di acquisto previsti dal contratto originario; (v) gli impegni, anche per conto del partner Shell Italia E&P SpA, derivanti dalla firma del protocollo di intenti stipulato con la Regione Basilicata, connesso al programma di sviluppo petrolifero proposto da Eni SpA nell’area della Val d’Agri per €138 milioni (€139 milioni al 31 dicembre 2012); questo impegno contrattuale è valorizzato nella tabella degli impegni contrattuali fuori bilancio indicati nel successivo paragrafo “Rischio di liquidità”; (vi) l’impegno assunto da Eni USA Gas Marketing Llc per il contratto di trasporto gas dal terminale di Cameron (USA) alla rete americana per 20 anni (fino al 2029). L’impegno contrattuale previsto è stimato per un ammontare di €90 milioni (€100 milioni al 31 dicembre 2012) ed è valorizzato nella tabella degli impegni contrattuali fuori bilancio indicati nel successivo paragrafo “Rischio di liquidità”.

I rischi di €377 milioni (€431 milioni al 31 dicembre 2012) riguardano: (i) rischi di custodia di beni di terzi per €90 milioni (€123 milioni al 31 dicembre 2012); (ii) indennizzi relativi a impegni assunti per la cessione di partecipazioni e rami aziendali per €287 milioni (€308 milioni al 31 dicembre 2012).

La Parent Company Guarantee rilasciata nell’interesse della società a controllo congiunto CARDÓN IV (50% Eni), titolare della concessione del giacimento Perla in Venezuela, per la fornitura a PDVSA GAS del gas estratto fino all’anno 2036, termine della concessione mineraria. L’impegno massimo quantificabile al 31 dicembre 2012 era di $800 milioni corrispondente al valore massimo in quota Eni della penale contrattualmente prevista nel caso di risoluzione unilaterale anticipata del contratto di fornitura. Eni ha sostituito la garanzia nel corso del mese di marzo 2013 a seguito delle rinegoziazioni dei termini della fornitura. In particolare è venuta meno la clausola di risoluzione unilaterale anticipata con la quantificazione della penale precedentemente prevista, conseguentemente il valore della garanzia non è più determinabile dovendo essere determinata in caso di inadempimento secondo la legislazione locale. Il valore complessivo della fornitura in quota Eni pari a circa $11 miliardi, pur non costituendo un riferimento valido per valorizzare la garanzia prestata, rappresenta il valore teorico massimo del rischio. Analoga garanzia è stata prestata a Eni da PDVSA per l’adempimento degli obblighi di ritiro da parte di PDVSA GAS.

Con la firma dell’Atto Integrativo del 19 aprile 2011 Eni ha confermato a RFI-Rete Ferroviaria Italiana SpA l’impegno, precedentemente assunto in data 15 ottobre 1991 con la firma della Convenzione con la Treno Alta Velocità – TAV SpA (ora RFI – Rete Ferroviaria Italiana SpA), a garantire il completamento e la buona esecuzione dei lavori relativi al primo lotto costruttivo della linea ferroviaria AV Milano-Verona, Milano-Brescia. Il suddetto Atto Integrativo vede impegnato, quale General Contractor, il CEPAV (Consorzio Eni per l’Alta Velocità) Due. A tutela della garanzia prestata, il Regolamento del Consorzio CEPAV Due obbliga i consorziati a rilasciare in favore di Eni adeguate manleve e garanzie.

A seguito della cessione di partecipazioni e di rami aziendali Eni ha assunto rischi non quantificabili per eventuali indennizzi dovuti agli acquirenti a fronte di sopravvenienze passive di carattere generale, fiscale, contributivo e ambientale. Eni ritiene che tali rischi non comporteranno effetti negativi rilevanti sul bilancio consolidato.

Rischi finanziari

Sono tali i rischi connessi a mercato, credito e liquidità.

La gestione dei rischi finanziari si basa su linee guida emanate centralmente con l’obiettivo di uniformare e coordinare le politiche Eni in materia di rischi finanziari (“Linee di Indirizzo in materia di gestione e controllo dei rischi finanziari”). La parte fondamentale di tale “policy” è la gestione integrata e accentrata del rischio di prezzo commodity e l’adozione di strategie di Asset Backed Hedging per ottimizzare l’esposizione di Eni a tali rischi.

Rischio di mercato

Il rischio di mercato consiste nella possibilità che variazioni dei tassi di cambio, dei tassi di interesse o dei prezzi delle commodity possano influire negativamente sul valore delle attività, delle passività o dei flussi di cassa attesi. La gestione del rischio di mercato è disciplinata dalle sopra indicate “Linee di indirizzo” e da procedure che fanno riferimento a un modello centralizzato di gestione delle attività finanziarie, basato sulle Strutture di Finanza Operativa (Finanza Eni Corporate, Eni Finance International, Eni Finance USA e Banque Eni, quest’ultima nei limiti imposti dalla normativa bancaria in tema di “Concentration Risk”) nonché su Eni Trading & Shipping per quanto attiene alle attività in derivati su commodity. In particolare Finanza Eni Corporate ed Eni Finance International garantiscono, rispettivamente per le società italiane ed estere Eni, la copertura dei fabbisogni e l’assorbimento dei surplus finanziari; su Finanza Eni Corporate sono accentrate tutte le operazioni in cambi e in derivati finanziari di Eni. Il rischio di prezzo delle commodity è trasferito dalle singole unità di business (Divisioni/Società) alla Direzione Midstream, mentre Eni Trading & Shipping assicura la negoziazione dei relativi derivati di copertura (attività di execution). Eni Trading & Shipping e Eni SpA svolgono la negoziazione di derivati finanziari sia su tutte le trading venue esterne, quali mercati regolamentati europei e non europei, Multilateral Trading Facility (MTF) o sedi similari e piattaforme di intermediazione in genere (ad es. SEF), sia su base bilaterale Over the Counter, con le controparti esterne. Le altre entità legali di Eni che hanno necessità di derivati finanziari, attivano tali operazioni per il tramite di Eni Trading & Shipping e Eni SpA sulla base delle asset class di competenza.

I contratti derivati sono stipulati con l’obiettivo di minimizzare l’esposizione ai rischi di tasso di cambio transattivo e di tasso di interesse e di gestire il rischio di prezzo delle commodity e il connesso rischio di cambio economico in un’ottica di ottimizzazione. Eni monitora che ogni attività in derivati classificata come risk reducing (ossia riconducibile a operazioni di Back to Back, Flow Hedging, Asset Backed Hedging o Portfolio Management) sia direttamente o indirettamente collegata agli asset industriali coperti e effettivamente ottimizzi il profilo di rischio a cui Eni è esposta o potrebbe essere esposta. Nel caso in cui dal monitoraggio risulti che alcuni derivati non sono risk reducing, questi vengono riclassificati nel trading proprietario. Considerato che il trading proprietario è segregato ex ante dalle altre attività, la relativa esposizione è soggetta a specifici controlli, sia in termini di VaR e Stop Loss, sia in termini di nozionale lordo. Il nozionale lordo delle attività di trading proprietario, a livello di Eni, è confrontato con i limiti imposti dalle normative internazionali rilevanti.

Lo schema di riferimento definito attraverso le “Linee di indirizzo” prevede che la misurazione e il controllo dei rischi di mercato si basino sulla determinazione di un set di limiti massimi di rischio accettabile espressi in termini di Stop Loss, ovvero della massima perdita realizzabile per un determinato portafoglio in un determinato orizzonte temporale, e in termini di Value at Risk (VaR), metodo che fornisce una rappresentazione dei rischi nella prospettiva del valore economico, indicando la perdita potenziale del portafoglio esposto al rischio, dato un determinato livello di confidenza, ipotizzando variazioni avverse nelle variabili di mercato, tenuto conto della correlazione esistente tra le posizioni detenute in portafoglio.

Con riferimento ai rischi di tasso di interesse e di tasso di cambio, i limiti (espressi in termini di VaR) sono definiti in capo alle Strutture di Finanza Operativa che, dato il modello organizzativo accentrato, centralizzano le posizioni a rischio di Eni a livello consolidato, massimizzando ove possibile i benefici dell’hedging naturale. Le metodologie di calcolo e le tecniche di misurazione utilizzate sono conformi alle raccomandazioni del Comitato di Basilea per la Vigilanza Bancaria e i limiti di rischio sono definiti in base a un approccio prudenziale nella gestione degli stessi nell’ambito di un gruppo industriale. Alle società operative è indicato di adottare politiche finalizzate alla minimizzazione del rischio, favorendone il trasferimento alle Strutture di Finanza Operativa.

Per quanto riguarda il rischio di prezzo delle commodity, le “Linee di indirizzo” definiscono le regole per una gestione di questo rischio finalizzata all’ottimizzazione dell’attività “core” e al perseguimento degli obiettivi di stabilità relativi ai margini commerciali/industriali. In questo caso sono definiti limiti massimi di rischio espressi in termini di VaR e di Stop Loss con riferimento all’esposizione di natura commerciale e di trading proprietario. La delega a gestire il rischio di prezzo delle commodity prevede un meccanismo di allocazione e sub-allocazione dei limiti di rischio alle singole unità di business esposte. Eni Trading & Shipping, oltre a gestire il rischio riveniente dalla propria attività (di natura commerciale e di trading), accentra le richieste di copertura in strumenti derivati della Direzione Midstream Eni, garantendo i servizi di execution nell’ambito dei mercati di riferimento.

Anche a seguito della liquidità riveniente dalla cessione del Gruppo Snam, Eni ha definito la costituzione e il mantenimento di una riserva di liquidità nel rispetto di quanto definito nel Piano Finanziario in quanto a salvaguardia del capitale, disponibilità della liquidità e ottimizzazione del rendimento della liquidità strategica. L’attività di gestione della liquidità strategica ha determinato per Eni una nuova tipologia di rischio di mercato, il rischio di prezzo della liquidità strategica: tale fattispecie di rischio è riconducibile all’attività di gestione della liquidità strategica realizzata tramite operazioni in conto proprio in ottica di ottimizzazione finanziaria del rendimento, pur nel rispetto di specifici limiti di rischio autorizzati, e con gli obiettivi di tutela del capitale e disponibilità immediata della liquidità.

Le quattro tipologie di rischio di mercato, le cui politiche di gestione e di controllo sono state sopra sintetizzate, presentano le caratteristiche di seguito specificate.

Rischio di tasso di cambio

L’esposizione al rischio di variazioni dei tassi di cambio deriva dall’operatività dell’impresa in valute diverse dall’euro (principalmente il dollaro USA) e determina impatti: sul risultato economico individuale per effetto della differente significatività di costi e ricavi denominati in valuta rispetto al momento in cui sono state definite le condizioni di prezzo (rischio economico) e per effetto della conversione di crediti/debiti commerciali o finanziari denominati in valuta (rischio transattivo); sul bilancio consolidato (risultato economico e patrimonio netto) per effetto della conversione di attività e passività di aziende che redigono il bilancio con moneta funzionale diversa dall’euro. In generale, un apprezzamento del dollaro USA rispetto all’euro ha un effetto positivo sull’utile operativo di Eni e viceversa. L’obiettivo di risk management Eni è la minimizzazione del rischio di tasso di cambio transattivo e l’ottimizzazione del rischio di cambio economico connesso al rischio prezzo commodity; il rischio derivante dalla maturazione del reddito d’esercizio in divisa oppure dalla conversione delle attività e passività di aziende che redigono il bilancio con moneta funzionale diversa dall’euro non è di norma oggetto di copertura, salvo diversa valutazione specifica. Eni centralizza la gestione del rischio di tasso di cambio, compensando le esposizioni di segno opposto derivanti dalle diverse attività di business coinvolte e coprendo con il mercato l’esposizione residua, massimizzando i benefici derivanti dal netting. Al fine di gestire l’esposizione residua, le “Linee di indirizzo” ammettono l’utilizzo di differenti tipologie di strumenti derivati (in particolare swap e forward, nonché opzioni su valute). Per quanto attiene la valorizzazione a fair value degli strumenti derivati su tassi di cambio, essa viene calcolata sulla base di algoritmi di valutazione standard di mercato e su quotazioni/contribuzioni di mercato fornite da primari info-provider pubblici. Il VaR derivante dall’accentramento sulle Strutture di Finanza Operativa di posizioni a rischio tasso di cambio di Eni viene calcolato con frequenza giornaliera secondo l’approccio parametrico (varianza/covarianza), adottando un livello di confidenza pari al 99% e un holding period di 20 giorni.

Rischio di tasso d’interesse

Le oscillazioni dei tassi di interesse influiscono sul valore di mercato delle attività e passività finanziarie dell’impresa e sul livello degli oneri finanziari netti. L’obiettivo di risk management Eni è la minimizzazione del rischio di tasso di interesse nel perseguimento degli obiettivi di struttura finanziaria definiti e approvati nel “Piano Finanziario”. Le Strutture di Finanza Operativa, in funzione del modello di finanza accentrata, raccolgono i fabbisogni finanziari Eni e gestiscono le posizioni rivenienti, ivi incluse le operazioni di carattere strutturale, in coerenza con gli obiettivi del “Piano Finanziario” e garantendo il mantenimento del profilo di rischio entro i limiti definiti. Eni utilizza contratti derivati su tasso di interesse, in particolare Interest Rate Swap, per gestire il bilanciamento tra indebitamento a tasso fisso e indebitamento a tasso variabile. Per quanto attiene alla valorizzazione a fair value degli strumenti derivati su tassi di interesse, essa viene calcolata sulla base di algoritmi di valutazione standard di mercato e su quotazioni/contribuzioni di mercato fornite da primari info-provider pubblici. Il VaR derivante da posizioni a rischio tasso di interesse viene calcolato con frequenza giornaliera secondo l’approccio parametrico (varianza/covarianza), adottando un livello di confidenza pari al 99% e un holding period di 20 giorni.

Rischio di prezzo delle commodity

Il rischio di prezzo delle commodity è identificato come la possibilità che fluttuazioni del prezzo delle materie prime e dei prodotti di base producano significative variazioni dei margini operativi di Eni, determinando un impatto sul risultato economico, tale da compromettere gli obiettivi definiti nel piano quadriennale e nel budget. Il rischio di prezzo delle commodity è riconducibile alle seguenti categorie di esposizione: (i) esposizione strategica: esposizioni identificate direttamente dal Consiglio di Amministrazione in quanto frutto di scelte strategiche di investimento o al di fuori dell’orizzonte di pianificazione del rischio. Includono ad esempio le esposizioni associate al programma di produzione delle riserve certe e probabili, i contratti a lungo termine di approvvigionamento gas per la parte non bilanciata da contratti di vendita (già stipulati o previsti), la porzione del margine di raffinazione che il Consiglio di Amministrazione identifica come esposizione di natura strategica (i volumi rimanenti possono essere allocati alla gestione attiva del margine stesso o alle attività di asset backed hedging) e le scorte obbligatorie minime; (ii) esposizione commerciale: tale tipologia di esposizioni include le componenti contrattualizzate collegate alle attività commerciali/industriali e, qualora connesse ad impegni di take or pay, le componenti non contrattualizzate afferenti l’orizzonte temporale del piano quadriennale e del budget e le relative eventuali operazioni di gestione del rischio. Le esposizioni commerciali sono connotate dalla presenza di attività di gestione sistematica del rischio svolte sulla base di logiche rischio/rendimento tramite l’implementazione di una o più strategie e sono soggette a limiti di rischio specifici (VaR, Stop Loss). All’interno delle esposizioni commerciali si individuano in particolare le esposizioni oggetto di asset backed hedging, derivanti dalla flessibilità/opzionalità degli asset; (iii) esposizione di trading proprietario: operazioni attuate in conto proprio in ottica opportunistica nel breve termine e normalmente non finalizzate alla delivery, sia nell’ambito dei mercati fisici, sia dei mercati finanziari, con l’obiettivo di ottenere un profitto al verificarsi di un’aspettativa favorevole di mercato, nel rispetto di specifici limiti di rischio autorizzati (VaR, Stop Loss). Rientrano nelle esposizioni di trading proprietario le attività di origination qualora queste non siano collegabili ad asset fisici o contrattuali.

Il rischio strategico non è oggetto di sistematica attività di gestione/copertura che è eventualmente effettuata solo in particolari condizioni aziendali o di mercato. Lo svolgimento di attività di hedging del rischio strategico, dato il carattere di straordinarietà, è demandato al top management. Tale fattispecie è oggetto di misurazione e monitoraggio ma non è soggetta a specifici limiti di rischio. Previa autorizzazione da parte del Consiglio di Amministrazione, le esposizioni collegate al rischio strategico possono essere impiegate in combinazione ad altre esposizioni di natura commerciale al fine di sfruttare opportunità di naturale compensazione tra i rischi (Natural Hedge) e ridurre conseguentemente il ricorso agli strumenti derivati (attivando pertanto logiche di mercato interno).

Per quanto riguarda le esposizioni di natura commerciale, l’obiettivo di risk management Eni è l’ottimizzazione delle attività “core” nel perseguimento degli obiettivi di stabilità dei risultati economici. Le singole Business Unit trasferiscono all’unità di Portfolio Management (Direzione Midstream) il rischio prezzo delle commodity e il connesso rischio cambio economico associato alla propria esposizione; l’unità di Portfolio Management assicura la gestione delle posizioni rivenienti ottimizzando le opportunità di netting e gestendo lo sbilancio sul mercato, per mezzo dell’unità di Trading (Eni Trading & Shipping), per la gestione del rischio commodity, e delle competenti funzioni di finanza operativa, per la gestione del collegato rischio cambio. Per la gestione del rischio prezzo delle commodity derivante dall’esposizione commerciale, Eni utilizza strumenti derivati negoziati nei mercati organizzati ICE e NYMEX (futures) e strumenti derivati negoziati sui circuiti Over The Counter (in particolare contratti swap, forward, Contracts for Differences e opzioni su commodity) con sottostante greggio, gas, prodotti petroliferi o energia elettrica. Per quanto attiene alla valorizzazione a fair value degli strumenti derivati su commodity, essa viene calcolata sulla base di algoritmi di valutazione standard di mercato e su quotazioni/contribuzioni di mercato fornite da primari info-provider pubblici o da operatori specifici del settore. Il VaR derivante dalle posizioni delle business unit esposte a rischio commodity viene calcolato con frequenza giornaliera secondo l’approccio della simulazione storica ponderata, adottando un livello di confidenza pari al 95% e un holding period di un giorno.

Rischio di prezzo della liquidità strategica

Il rischio di mercato riveniente dall’attività di gestione della porzione di riserva di liquidità denominata “liquidità strategica” è identificato come la possibilità che fluttuazioni del prezzo degli strumenti investiti (obbligazioni, strumenti di money market e fondi comuni di investimento) influiscano sul valore degli stessi quando sono valutati in bilancio al fair value. Al fine di regolare l’attività di investimento della liquidità strategica, Eni ha definito una specifica politica di investimento con obiettivi e vincoli, definiti in termini di attività finanziarie investibili e limiti operativi, e principi di governance che regolano la gestione e i sistemi di controllo. La costituzione e il mantenimento di una riserva di liquidità si propone principalmente di rispondere ai seguenti obiettivi: (i) garanzia di flessibilità finanziaria. La liquidità deve consentire a Eni di poter far fronte a eventuali fabbisogni straordinari (es. difficoltà di accesso al credito, shock esogeni, quadro macroeconomico e operazioni straordinarie); (ii) mantenimento/miglioramento dell’attuale classe di rating attraverso il rafforzamento della struttura patrimoniale e la contestuale disponibilità di una riserva di liquidità che consentano di soddisfare i requisiti delle agenzie di rating.

L’attività di gestione della liquidità strategica è sottoposta a una struttura di limiti in termini di VaR (calcolato con la metodologia della simulazione storica con holding period 1 giorno e intervallo di confidenza pari al 99 percentile), Stop Loss e altri limiti operativi in termini di concentrazione, duration, classe di rating, liquidità e strumenti investibili. In nessun caso è permesso il ricorso alla leva finanziaria o la vendita allo scoperto. L’operatività della gestione ha avuto inizio nel secondo semestre 2013.

Le seguenti tabelle riportano i valori registrati nel 2013 in termini di VaR (raffrontati con quelli dell’esercizio 2012) per quanto attiene ai rischi tasso di interesse e di cambio, nella prima parte, nonché al rischio di prezzo delle commodity (aggregato per tipologia di esposizione) e a quello della liquidità strategica.

Rischio di credito

Il rischio credito rappresenta l’esposizione dell’impresa a potenziali perdite derivanti dal mancato adempimento delle obbligazioni assunte dalla controparte. Eni approccia con policy differenziate i rischi riferiti a controparti per transazioni commerciali, rispetto a quelli riferiti a controparti per transazioni finanziarie, in funzione anche, per quanto attiene a questi ultimi, del modello di finanza accentrato adottato. Relativamente al rischio di controparte in contratti di natura commerciale, la gestione del credito è affidata alla responsabilità delle unità di business e alle funzioni specialistiche corporate di finanza e amministrazione dedicate, sulla base di procedure formalizzate di valutazione e di affidamento dei partner commerciali, ivi comprese le attività di recupero crediti e dell’eventuale gestione del contenzioso. A livello corporate vengono definiti gli indirizzi e le metodologie per la quantificazione e il controllo della rischiosità del cliente. Per quanto attiene al rischio di controparte finanziaria derivante dall’impiego della liquidità corrente e strategica, dalle posizioni in contratti derivati e da transazioni con sottostante fisico con controparti finanziarie, le sopra indicate “Linee di indirizzo” individuano come obiettivo di risk management l’ottimizzazione del profilo di rischio nel perseguimento degli obiettivi operativi. I limiti massimi di rischio sono espressi in termini di massimo affidamento per classi di controparti, definite a livello di Consiglio di Amministrazione e basate sul rating fornito dalle principali agenzie. Il rischio è gestito dalla funzione di finanza operativa e da Eni Trading & Shipping per l’attività in derivati su commodity nonché dalle società e aree di business limitatamente alle operazioni su fisico con controparti finanziarie, in coerenza con il modello di finanza accentrata. Nell’ambito dei massimali definiti per classe di rating, sono individuati per ciascuna struttura operativa gli elenchi nominativi delle controparti abilitate, assegnando a ciascuna un limite massimo di affidamento, che viene monitorato e controllato giornalmente.

Rischio di liquidità

Il rischio liquidità è il rischio che l’impresa non sia in grado di rispettare gli impegni di pagamento a causa della difficoltà di reperire fondi (funding liquidity risk) o di liquidare attività sul mercato (asset liquidity risk). La conseguenza del verificarsi di detto evento è un impatto negativo sul risultato economico nel caso in cui l’impresa sia costretta a sostenere costi addizionali per fronteggiare i propri impegni o, come estrema conseguenza, una situazione di insolvibilità che pone a rischio la continuità aziendale. L’obiettivo di risk management Eni è quello di porre in essere, nell’ambito del “Piano Finanziario”, una struttura finanziaria che, in coerenza con gli obiettivi di business e con i limiti definiti dal Consiglio di Amministrazione (in termini di livello percentuale massimo di leverage, livello percentuale minimo del rapporto tra indebitamento a medio/lungo termine su indebitamento totale e di quello tra indebitamento a tasso fisso sull’indebitamento a medio/lungo termine, e di livello minimo della Riserva di liquidità), garantisca a Eni un ammontare adeguato di risorse prontamente disponibili. A tal fine Eni mantiene un significativo ammontare di Riserva di liquidità (attivi finanziari più linee di credito committed), finalizzata a: (i) fronteggiare identificati fattori di rischio che potrebbero alterare significativamente i cash flow previsti nel Piano Finanziario (es. modifiche di scenario e/o dei volumi di produzione, ritardi nell’esecuzione di dismissioni, effettuazione di acquisizioni opportunistiche); (ii) assicurare l’integrale copertura del debito a breve termine e la copertura del debito a medio lungo termine scadente in un orizzonte temporale di 24 mesi, anche nel caso di restrizioni all’accesso al credito; (iii) assicurare la disponibilità di un adeguato livello di elasticità operativa per i programmi di sviluppo Eni. Lo stock di attivi finanziari è impiegato in strumenti finanziari a breve termine e alta liquidabilità, privilegiando un profilo di rischio molto contenuto.

Allo stato attuale, la Società ritiene, attraverso la disponibilità di attivi finanziari e di linee di credito, nonché l’accesso tramite il sistema creditizio e i mercati dei capitali a un’ampia gamma di tipologie di finanziamento a costi competitivi, di disporre di fonti di finanziamento adeguate a soddisfare le prevedibili necessità finanziarie.

Eni ha in essere un programma di Euro Medium Term Notes, grazie al quale il Gruppo può reperire sul mercato dei capitali fino a €15 miliardi; al 31 dicembre 2013 il programma risulta utilizzato per €13,7 miliardi.

Il Gruppo ha un rating Standard & Poor’s di A per il debito a lungo termine e A-1 per il breve, outlook negativo; Moody’s assegna il rating di A3 per il debito a lungo e P-2 per il debito a breve, outlook negativo. Il rating Eni è legato, oltre a variabili prettamente endogene e di mercato, al rating sovrano dell’Italia.

A tal proposito, sulla base delle metodologie utilizzate da Standard & Poor’s e Moody’s, un downgrade potenziale del rating sovrano italiano potrebbe ripercuotersi sul rating delle società emittenti italiane, tra cui Eni, rendendone più probabile un declassamento del rating nonché di quello delle obbligazioni o di altri strumenti di debito da essa emessi. Eni, attraverso il monitoraggio costante dello scenario economico internazionale e un continuo dialogo con gli investitori finanziari e le società di rating, è in grado di recepire eventuali fattori di criticità percepiti dalla comunità finanziaria e di individuare e comunicare tempestivamente le azioni da intraprendere al fine di mitigare tali rischi, in coerenza con le strategie aziendali.

Nel 2013 sono stati emessi complessivamente bond per €4,3 miliardi, di cui €3,1 miliardi di EMTN e €1,2 miliardi di prestito obbligazionario convertibile in azioni Snam.

Al 31 dicembre 2013, Eni dispone di linee di credito non utilizzate a breve termine di €14,3 miliardi di cui €2,1 miliardi committed. Le linee di credito a lungo termine committed, pari a €4,7 miliardi, risultano tutte disponibili; i relativi contratti prevedono interessi e commissioni di mancato utilizzo, negoziati sulla base delle normali condizioni di mercato.

Nelle tabelle che seguono sono rappresentati gli ammontari di pagamenti contrattualmente dovuti relativi ai debiti finanziari compresi i pagamenti per interessi, nonché il timing degli esborsi a fronte dei debiti commerciali e diversi.

Nella tabella che segue sono rappresentati gli ammontari di pagamenti contrattualmente dovuti relativi ai debiti finanziari compresi i pagamenti per interessi.

Nella tabella che segue è rappresentato il timing degli esborsi a fronte dei debiti commerciali e diversi.

In aggiunta ai debiti finanziari e commerciali rappresentati nello stato patrimoniale, Eni ha in essere un insieme di obbligazioni contrattuali il cui adempimento comporterà l’effettuazione di pagamenti negli esercizi futuri. Le principali obbligazioni contrattuali sono relative ai contratti take-or-pay del settore Gas & Power in base ai quali Eni ha l’obbligo di ritirare volumi minimi di gas o di pagare un ammontare equivalente di denaro con la possibilità di ritirare i volumi sottostanti negli esercizi successivi. Gli ammontari dovuti sono stati calcolati sulla base delle assunzioni di prezzo di acquisto del gas e dei servizi formulate nel piano industriale quadriennale approvato dalla Direzione Aziendale e per gli esercizi successivi sulla base delle assunzioni di lungo termine del management. Nella tabella che segue sono rappresentati i pagamenti non attualizzati dovuti da Eni negli esercizi futuri a fronte delle principali obbligazioni contrattuali in essere.

Nel prossimo quadriennio Eni prevede di eseguire un programma d’investimenti tecnici e in partecipazioni di €53,8 miliardi. Nella tabella che segue sono rappresentati con riferimento alla data di bilancio gli investimenti a vita intera relativi ai progetti committed. Un progetto è considerato committed quando ha ottenuto le necessarie approvazioni da parte del management e per il quale normalmente sono stati già collocati o sono in fase di finalizzazione i contratti di procurement.

Gli ammontari indicati comprendono impegni per progetti di investimenti ambientali.

Il valore di iscrizione degli strumenti finanziari e i relativi effetti economici e patrimoniali si analizzano come segue:

Di seguito sono riportate le informazioni relative alle attività e passività finanziarie compensate.

La compensazione di attività e passività finanziarie di €1.725 milioni (€1.106 milioni al 31 dicembre 2012) riguarda per €1.084 milioni (€1.047 milioni al 31 dicembre 2012) la compensazione di crediti e debiti del settore Exploration & Production verso Enti di Stato.

Di seguito è indicata la classificazione delle attività e passività finanziarie, valutate al fair value nello schema di stato patrimoniale secondo la gerarchia del fair value definita in funzione della significatività degli input utilizzati nel processo di valutazione. In particolare, a seconda delle caratteristiche degli input utilizzati per la valutazione, la gerarchia del fair value prevede i seguenti livelli:

1. livello 1: prezzi quotati (e non oggetto di modifica) su mercati attivi per le stesse attività o passività finanziarie;

2. livello 2: valutazioni effettuate sulla base di input, differenti dai prezzi quotati di cui al punto precedente, che, per le attività/passività oggetto di valutazione, sono osservabili direttamente (prezzi) o indirettamente (in quanto derivati dai prezzi);
3. livello 3: input non basati su dati di mercato osservabili.

In relazione a quanto sopra, gli strumenti finanziari valutati al fair value al 31 dicembre 2013 sono classificati: (i) nel livello 1, le “Attività finanziarie quotate destinate al trading”, le “Attività finanziarie disponibili per la vendita”, le “Rimanenze – Certificati e diritti di emissione”, gli “Strumenti finanziari derivati – Future” e le “Altre partecipazioni” valutate al fair value; (ii) nel livello 2, le “Attività finanziarie non quotate destinate al trading”, gli strumenti finanziari derivati diversi dai “Future” compresi nelle “Altre attività correnti”, nelle “Altre attività non correnti”, nelle “Altre passività correnti” e nelle “Altre passività non correnti”. Nel corso dell’esercizio 2013 non vi sono stati trasferimenti tra i diversi livelli della gerarchia del fair value.

Gli ammontari relativi agli strumenti finanziari valutati al fair value sono di seguito indicati.

Eni è parte in procedimenti civili e amministrativi e in azioni legali collegati al normale svolgimento delle sue attività. Sulla base delle informazioni attualmente a disposizione, e tenuto conto dei fondi rischi esistenti, Eni ritiene che tali procedimenti e azioni non determineranno effetti negativi rilevanti sul bilancio consolidato.

Di seguito è indicata una sintesi dei procedimenti più significativi; salva diversa indicazione non è stato effettuato alcuno stanziamento a fronte dei contenziosi di seguito descritti perché Eni ritiene improbabile un esito sfavorevole dei procedimenti ovvero perché l’ammontare dello stanziamento non è stimabile in modo attendibile.

1. Ambiente

1.1. Contenziosi in materia di salute sicurezza e ambiente di natura penale

1. Infortunio mortale Truck Center Molfetta – Ente procedente: Procura della Repubblica di Trani. In data 11 maggio 2010, è stato notificato a Eni SpA, a otto dipendenti della Società, nonché a un ex dipendente, un atto di chiusura indagini che contesta l’omicidio colposo, le lesioni personali gravissime e l’illecito smaltimento di rifiuti in relazione a un incidente avvenuto a Molfetta nel marzo 2008, in cui hanno perso la vita 4 operai, dipendenti addetti alla pulizia di una ferrocisterna di proprietà di una società del Gruppo Ferrovie dello Stato. La cisterna era stata utilizzata per il trasporto di zolfo liquido prodotto da Eni nella Raffineria di Taranto.

   Il PM ha stralciato la posizione di tre dipendenti e inviato il relativo fascicolo al GIP con richiesta di archiviazione. Il GIP ha accolto la richiesta di archiviazione avanzata dal PM per le suddette tre posizioni. Per le posizioni non archiviate, all’udienza del 19 aprile 2011, sono state ammesse tutte le parti civili costituite nei confronti degli imputati persone fisiche, con la sola eccezione della richiesta presentata da un parente di una vittima, dichiarata inammissibile per mancanza della causa petendi.
   Il Giudice ha escluso, invece, la costituzione di parti civili nei confronti di Eni SpA.

   In data 5 dicembre 2011, il Giudice ha pronunciato sentenza di assoluzione per le persone fisiche e per la stessa Eni SpA, come persona giuridica, con l’ampia formula del “perché il fatto non sussiste”.
   Si è in attesa della fissazione della prima udienza di appello a seguito dell’impugnativa proposta dal Pubblico Ministero.

2. Syndial SpA (quale società incorporante EniChem Agricoltura SpA – Agricoltura SpA in liquidazione – EniChem Augusta Industriale Srl – Fosfotec Srl) – Sito di Crotone. È pendente presso la Procura della Repubblica di Crotone un procedimento penale per disastro ambientale, avvelenamento di sostanze destinate all’alimentazione e omessa bonifica in relazione all’attività della discarica ex Montedison “Farina Trappeto”, divenuta di proprietà EniChem Agricoltura nel 1991.

   Tale discarica, in cui sono stati depositati gli scarti delle attività industriali dello Stabilimento Montedison, oggi Edison, è stata chiusa a partire dal 1989. A decorrere dal 1991, anno in cui la discarica è divenuta di proprietà del Gruppo Eni, non vi è stato più alcun conferimento di rifiuti. La messa in sicurezza è stata effettuata nel 1999-2000 da Fosfotec Srl. Il procedimento vede imputati alcuni Dirigenti di Società del Gruppo Eni che si sono succedute nella proprietà della discarica a partire dal 1991. Conclusa l’attività da parte dei periti e terminato il loro esame, gli atti sono stati restituiti alla Procura della Repubblica di Crotone per l’ulteriore corso e l’eventuale richiesta di rinvio a giudizio.

3. Eni Divisione Gas & Power – Sito di Praia a Mare. È pendente presso la Procura della Repubblica presso il Tribunale di Paola un procedimento penale avente a oggetto presunte malattie professionali per tumori sviluppati da dipendenti dell’ex Stabilimento della Marlane SpA (società già di proprietà della Lanerossi SpA). Nel procedimento si sono costituite 189 parti civili, mentre sono state individuate altre 107 persone offese dal reato. Le parti civili costituite hanno provveduto alla citazione dei Responsabili civili Eni SpA e Marzotto SpA. Le pretese risarcitorie non sono al momento quantificabili.

   Al termine dell’udienza preliminare il Giudice ha disposto il rinvio a giudizio di tutti gli imputati per omicidio colposo plurimo (art. 589 c.p.), lesioni colpose (art. 590), disastro ambientale (art. 434) e omissione dolosa di cautele antinfortunistiche (art. 437). Marzotto SpA a seguito di accordo transattivo con Eni ha sottoscritto singoli atti di transazione con tutte le parti civili a eccezione degli enti territoriali. Il procedimento continua in dibattimento.

4. Syndial SpA e Versalis SpA – Darsena Porto Torres. Il GIP di Sassari, nel luglio 2012, su richiesta della Procura, ha disposto lo svolgimento di un incidente probatorio relativamente al funzionamento della barriera idraulica del Sito Porto Torres (gestito da Syndial SpA) e alla sua capacità di impedire la dispersione della contaminazione, presente all’interno del sito, nel tratto mare antistante lo stabilimento. Risultano indagati gli Amministratori delegati di Syndial SpA e Versalis SpA, oltre ad alcuni altri manager delle due società. è stato notificato avviso di conclusione indagini e si è in attesa della richiesta di rinvio a giudizio da parte della Procura di Sassari.

5. Syndial SpA -Ente procedente Procura della Repubblica presso il Tribunale di Gela. Pende innanzi alla Procura della Repubblica presso il Tribunale di Gela un procedimento avviato nei confronti di 17 ex dipendenti delle società ANIC SpA, EniChem SpA, EniChem Anic SpA, Anic Agricoltura SpA, Agip Petroli SpA e Praoil Aromatici e Raffinazione Srl, ex dipendenti che hanno rivestito nel tempo l’incarico di Responsabile/Direttore dello Stabilimento di Gela e di Responsabile della sicurezza dell’impianto Clorosoda. Il procedimento ha a oggetto i reati di omicidio colposo e lesioni personali gravi e/o gravissime in relazione al decesso di 12 ex dipendenti e a presunte malattie professionali dei dipendenti che avevano prestato servizio presso l’impianto indicato gestito dalle società anzidette.

   I fatti contestati riguardano il periodo che va dal 1969, anno di messa in esercizio dell’impianto Clorosoda, al 1998 anno in cui sono terminate le operazioni di bonifica dell’impianto. La Procura ha chiesto e ottenuto che venga espletata una perizia medico-legale su oltre 100 lavoratori che hanno prestato la propria attività lavorativa presso l’impianto, al fine di verificare se i decessi avvenuti e le eventuali patologie di cui sono affetti tali soggetti, siano riconducibili alle esposizioni conseguenti all’attività lavorativa espletata e alla mancata implementazione, da parte delle funzioni preposte all’interno delle società, delle cautele occorrenti a garantire la salute e sicurezza degli stessi rispetto ai rischi connessi alle attività lavorative anzidette. Il giudizio, in fase di indagini preliminari, prosegue con incidente probatorio.

6. Sequestro di aree site nei Comuni di Cassano allo Jonio e Cerchiara di Calabria – Ente procedente: Procura della Repubblica di Castrovillari. Alcune aree site nei Comuni di Cassano allo Jonio e Cerchiara di Calabria sono oggetto di sequestro preventivo a causa di un’indagine relativa alla impropria gestione dei rifiuti industriali della lavorazione dello zinco provenienti dallo Stabilimento ex Pertusola Sud rilevata dalla Syndial ritenuti illecitamente depositati nelle aree sotto sequestro.

   I fatti sono gli stessi di un procedimento penale per omessa bonifica chiuso nel 2008 senza conseguenze per la società e i dipendenti di Eni. Syndial SpA ha eseguito le operazioni di rimozione rifiuti dalle discariche in oggetto e ha sottoscritto, con il Comune di Cerchiara, apposito atto transattivo per il riconoscimento dei danni cagionati dalle discariche abusive realizzate sul territorio comunale. A fronte di detto atto transattivo, il Comune ha rinunciato a ogni azione presente e futura con riferimento ai fatti di cui al procedimento penale. Pendono trattative per definire transattivamente ogni pendenza, anche con il Comune di Cassano, al fine di evitare, nel procedimento penale, la costituzione di parte civile di detto Comune. In data 13 febbraio è stato sottoscritto fra Syndial e Comune di Cassano apposito atto transattivo che chiude definitivamente ogni pendenza di natura risarcitoria. Il procedimento penale è tuttora in corso.

7. Syndial SpA – procedimento amianto Ravenna. È pendente dinnanzi al Tribunale di Ravenna un procedimento penale avente a oggetto presunte responsabilità di ex dipendenti di società riconducibili oggi, dopo varie operazioni societarie, a Syndial SpA nella causazione di morti e lesioni da amianto che si sono verificate a partire dal 1991.

   Le persone offese indicate nel capo di imputazione sono 75. I reati contestati sono omicidio colposo plurimo (589 c.p.), disastro ambientale (534 c.p.). Sono costituite parti civili, oltre a numerosi familiari delle persone decedute, anche l’ASL di Ravenna, l’INAIL di Ravenna, la CGIL, CISL e UIL Provinciali, Legambiente e altre associazioni ambientaliste. Syndial è costituita in giudizio quale responsabile civile. Le difese degli imputati hanno chiesto la pronuncia di intervenuta prescrizione del disastro ambientale per alcuni dei casi di malattie e decessi. Il 6 febbraio 2014, a esito dell’udienza preliminare, il GUP di Ravenna ha disposto con decreto il rinvio a giudizio per tutti gli indagati riconoscendo invece la prescrizione solo alcune ipotesi di lesioni colpose. Il procedimento prosegue nella fase dibattimentale.

1.2 Contenzioso in materia di salute, sicurezza e ambiente di natura civile o amministrativa

1. Atto di citazione per risarcimento danni per l’inquinamento da DDT del Lago Maggiore – Ente procedente: Ministero dell’Ambiente. Nel mese di maggio 2003, il Ministero dell’Ambiente ha citato in giudizio la controllata Syndial SpA (già EniChem SpA) chiedendo il risarcimento di un asserito danno ambientale attribuito alla gestione del Sito di Pieve Vergonte da parte di EniChem nel periodo 1990-1996. Con sentenza di primo grado n. 4991/08 del 3 luglio 2008 (depositata l’8 luglio 2008), provvisoriamente esecutiva, il Tribunale Civile di Torino ha condannato Syndial SpA al predetto risarcimento quantificandolo in €1.833,5 milioni oltre agli interessi legali dalla data del deposito della sentenza. Sia i consulenti legali e tecnici di Syndial, sia quelli di Eni hanno concordemente ritenuto la predetta sentenza fondata su motivazioni errate in fatto e in diritto tali da non far ritenere probabile un esito finale negativo del contenzioso e comunque hanno altresì ritenuto assolutamente incongrua la quantificazione del danno, mancando nella sentenza congrui riferimenti che possano giustificare l’enorme ammontare della condanna rispetto alla modestia dell’inquinamento contestato dallo stesso Ministero. Conseguentemente, sulla base di tali pareri legali e tecnici, condivisi anche da consulenti esterni in materia di principi contabili, è stato ritenuto non necessario effettuare accantonamenti a fronte del contenzioso in oggetto. A seguito dell’atto di appello alla sentenza formulato da Syndial nel luglio 2009, il giudizio prosegue dinanzi alla Corte d’Appello di Torino.

   Nel corso dell’udienza del 15 giugno 2012, l’Avvocatura dello Stato ha verbalizzato che il Ministero non intende eseguire la sentenza di primo grado fino all’esito del giudizio di merito. La Corte di Appello di Torino, dopo aver chiesto e ottenuto la regolarizzazione della costituzione di Syndial in giudizio, ha disposto la CTU, i cui contenuti, favorevoli a Syndial, sono stati contestati nel merito dall’Avvocatura di Stato. Si è in attesa dell’udienza di discussione per la precisazione delle conclusioni.

2. Causa promossa dal Comune di Carrara per il ripristino dello stato dei luoghi nel Sito di Avenza e il risarcimento danni. Il Comune di Carrara ha promosso avanti al Tribunale di Genova, una causa con la quale ha chiesto a Syndial SpA il ripristino dello stato dei luoghi nel Sito di Avenza, il risarcimento dei danni ambientali non eliminabili quantificati in circa €139 milioni, dei danni morali, esistenziali e all’immagine quantificati in circa €80 milioni, nonché dei danni materiali e patrimoniali quantificati in circa €16 milioni. La richiesta è riferita a un incidente verificatosi nel 1984, a seguito del quale EniChem Agricoltura SpA (successivamente incorporata in Syndial SpA), allora proprietaria del sito, aveva posto in opera interventi di messa in sicurezza e di bonifica. Nella causa è intervenuto il Ministero dell’Ambiente che ha chiesto il risarcimento del danno ambientale, quantificato complessivamente tra un minimo di €53,5 milioni e un massimo di €93,3 milioni, da ripartire tra le diverse società che hanno gestito lo stabilimento. Sia il giudizio di primo grado sia quello in Appello hanno dismesso le posizioni delle parti attoree ritenendole infondate in fatto e in diritto. Il 4 dicembre 2012 il Ministero dell’Ambiente ha presentato ricorso in Cassazione avverso la sentenza della Corte di Appello. In sintesi, il Ministero rinnova la richiesta di condanna di Syndial al risarcimento integrale del danno ambientale individuandola quale soggetto responsabile per tre ordini di motivi: a) successore ex lege dei precedenti gestori del sito, b) responsabile in via diretta per il periodo di gestione e per la inadeguata attività di bonifica successiva all’incidente del 1984, c) responsabile in via diretta per omessa bonifica del sito. Syndial si è costituita in giudizio. Il giudizio prosegue.

3. Ministero dell’Ambiente – Rada di Augusta. Con Conferenza dei Servizi del 18 luglio 2005, 14 settembre 2005 e 16 dicembre 2005, il Ministero dell’Ambiente ha prescritto alle società facenti parte del Polo Petrolchimico di Priolo, comprese Syndial, Polimeri Europa (oggi Versalis) ed Eni R&M, di effettuare interventi di messa in sicurezza di emergenza con rimozione dei sedimenti della Rada di Augusta a fronte dell’inquinamento ivi riscontrato, in particolare dovuto all’alta concentrazione di mercurio, genericamente ricondotto alle attività industriali esercitate sul polo petrolchimico. Le suddette società hanno impugnato a vario titolo gli atti del Ministero dell’Ambiente, eccependo, in particolare, le modalità con le quali sono stati progettati gli interventi di risanamento e acquisite le caratterizzazioni della Rada.

   Ne sono sorti vari procedimenti amministrativi riuniti presso il TAR Catania, che nell’ottobre 2012 ha emesso sentenza accogliendo i ricorsi presentati dalle società presenti nel sito, in relazione alla rimozione di sedimenti della Rada e alla realizzazione del barrieramento fisico. La sentenza ha tenuto conto di una determinazione della Corte di Giustizia della Comunità Europea che ha confermato nell’interpretazione del principio “chi inquina paga” la centralità dell’accertamento del “nesso di causalità” e la ricerca dell’effettivo responsabile dell’inquinamento.

   Si segnala, inoltre, che è stata avviata dalla Procura della Repubblica di Siracusa un’indagine penale contro ignoti volta a verificare l’effettiva contaminazione della Rada di Augusta e i rischi connessi all’esecuzione del progetto di bonifica come proposto dal Ministero.

   Gli accertamenti tecnici disposti dalla Procura si sono conclusi con i seguenti esiti: a) assenza di rischio sanitario nella Rada di Augusta; b) conferma dell’estraneità del Gruppo Eni alla contaminazione; c) pericolosità dei dragaggi. All’esito di tali accertamenti tecnici, la Procura ha richiesto l’archiviazione del procedimento.

4. Ricorso per accertamento tecnico preventivo – Tribunale di Gela. Nel mese di febbraio 2012, è stato notificato alla Raffineria di Gela SpA, alla Syndial SpA e all’Eni SpA un ricorso ex art. 696 bis c.p.c. da parte di 18 genitori di bambini nati malformati a Gela tra il 1992 e il 2007, cui, successivamente, si sono aggiunti ulteriori 15 ricorsi aventi il medesimo oggetto. Il ricorso per accertamento tecnico preventivo, promosso dai ricorrenti, è volto alla verifica dell’esistenza di un nesso di causalità tra le patologie malformative di cui sono affetti i figli dei ricorrenti e lo stato di inquinamento delle matrici ambientali del Sito di Gela (inquinamento derivante dalla presenza e operatività degli impianti industriali della Raffineria di Gela e della Syndial SpA), nonché alla quantificazione dei danni asseritamente subiti e all’eventuale composizione conciliativa della lite. Dall’esame degli atti depositati dai ricorrenti, si ha conferma che non sussistono elementi probatori a sostegno della sussistenza del nesso causale indicato. Il Tribunale di Gela ha disposto la separazione delle singole richieste avanzate dai ricorrenti imponendo agli stessi di specificare nei dettagli l’oggetto dell’accertamento chiesto in relazione a ogni singolo ipotizzato nesso causale tra patologia riscontrata e relativa causa. Le società ritengono remota la possibilità di addivenire a una composizione conciliativa della lite. Il medesimo tema, peraltro, era stato oggetto di precedenti istruttorie, nell’ambito di differenti procedimenti penali, di cui una conclusasi senza accertamento di responsabilità a carico di Eni o sue controllate e una seconda tuttora pendente in fase di indagini preliminari. Le operazioni peritali sono tuttora in corso.

5. Causa promossa dal Ministero dell’Ambiente e dal Commissario delegato alla gestione dello stato di emergenza ambientale nel territorio del Comune di Cengio contro Syndial – risarcimento del danno ambientale relativo al Sito di Cengio. È pendente un procedimento che vede parte ricorrente il Ministero dell’Ambiente e il Commissario delegato alla gestione dello stato di emergenza ambientale nel territorio del Comune di Cengio i quali hanno citato Syndial perché venisse condannata al risarcimento del danno ambientale relativo al Sito di Cengio.

   La domanda è sostanzialmente basata su un’accusa di “inerzia” di Acna (oggi Syndial) nel dare esecuzione agli interventi ambientali, inerzia tutt’altro che provata avendo sempre Acna agito tempestivamente, nei tempi e nei modi previsti dall’Accordo di Programma del 4 dicembre 2000 con le Pubbliche Amministrazioni interessate tra le quali lo stesso Ministero dell’Ambiente.

   Il Tribunale di Genova, con sentenza parziale del 6 febbraio 2013, ha rigettato le eccezioni e le istanze pregiudiziali e preliminari avanzate da Syndial e ha ordinato la rimessione della causa a ruolo per procedere a indagine tecnica volta a verificare l’effettiva sussistenza di danni residui all’ambiente, con particolare riferimento alle aree esterne al sito di proprietà e alle c.d. perdite temporanee.

   Il giudizio prosegue.

6. Syndial SpA e Versalis SpA Porto Torres – Ente procedente: Procura della Repubblica di Sassari. La Procura della Repubblica di Sassari ha chiesto il rinvio a giudizio, unitamente a direttori e amministratori di altre società operanti nel sito, del Direttore di Stabilimento Syndial di Porto Torres per asserito disastro ambientale e avvelenamento di acque e sostanze destinate all’alimentazione. Si sono costituiti parte civile: la Provincia di Sassari, il Comune di Porto Torres e altri soggetti, con esclusione delle parti civili che si erano costituite per gravi patologie associabili alle sostanze contaminanti presenti nella fauna ittica del porto industriale di Porto Torres. Il processo iniziato davanti alla Corte d’Assise di Sassari è stato annullato a seguito dell’eccezione di difformità tra l’ipotesi di reato contemplata nell’avviso di conclusione delle indagini preliminari e il capo di imputazione formulato nella richiesta di rinvio a giudizio. Gli atti sono stati trasmessi alla Procura della Repubblica di Sassari. Nel febbraio 2013 è stato notificato avviso di conclusione delle indagini preliminari e nuova contestazione da parte della Procura per imputazioni in forma colposa e non dolosa. Ad esito dell’udienza preliminare, il GUP di Sassari ha disposto sentenza di non doversi procedere per intervenuta prescrizione. La Procura ha deciso di ricorrere in Cassazione. Si è in attesa della notifica del provvedimento.

7. Kashagan. Il 7 marzo 2014, il Dipartimento Ambiente Regione Atyrau (“ARED”) ha avviato una serie di azioni civili nei confronti del consorzio di sviluppo del giacimento Kashagan. Tali procedimenti si riferiscono ad emissioni avvenute durante il gas flaring che si è verificato in fase di avvio delle attività di produzione e che avrebbero portato a violazioni delle leggi ambientali e a danni ambientali. L’importo complessivo del claim ammonta a circa 737 milioni di dollari (134 miliardi di Tenge), circa 124 milioni di dollari (22,5 miliardi di Tenge) in quota Eni. Il consorzio del progetto Kashagan ha avviato ricorso contro tali procedimenti.

2. Altri procedimenti giudiziari e arbitrali

1. Fos Cavaou. In riferimento al progetto di realizzazione del terminale di rigassificazione di Fos Cavaou (“FOS”), è pendente un procedimento arbitrale presso la Camera di Commercio Internazionale di Parigi tra il cliente Société du Terminal Methanier de Fos Cavaou (“STMFC” oggi FOSMAX LNG) e il contrattista STS (“société en partecipation” di diritto francese composta da Saipem SA (50%), Tecnimont SpA (49%), Sofregaz SA (1%)).Il cliente FOSMAX LNG richiede la condanna dell’appaltatore al pagamento di circa €264 milioni per il risarcimento del danno, penalità di ritardo e costi sostenuti per il completamento dei lavori (mise en régie). Della somma totale richiesta, circa €142 milioni sono ascrivibili a perdita di profitto, voce contrattualmente esclusa dai danni risarcibili salvo il caso di dolo o colpa grave.

   STS ha depositato la propria memoria difensiva, comprensiva di domanda riconvenzionale, a titolo di risarcimento del danno dovuto all’eccessiva ingerenza di FOSMAX LNG nell’esecuzione dei lavori e pagamento di extra works non riconosciuti dal cliente (con riserva di quantificarne l’ammontare nel prosieguo dell’arbitrato). Il 19 ottobre 2012 FOSMAX LNG ha depositato la “Memoire en demande”. Di contro, STS ha depositato la propria “Memoire en defense” il 28 gennaio 2013, precisando in €338 milioni il valore della propria domanda riconvenzionale. È prevedibile che il lodo sia emesso per la fine del 2014.

2. Eni SpA. Procedura di amministrazione straordinaria delle compagnie aeree Volare Group, Volare Airlines e Air Europe. Nel marzo 2009 è stato notificato a Eni SpA e alla controllata Sofid, oggi Eni Adfin, un atto di citazione per revocatoria fallimentare con il quale le procedure di amministrazione straordinaria di Volare Group, Volare Airlines e Air Europe – procedure aperte con decreto del Ministero delle Attività Produttive del 30 novembre 2004 – chiedono che siano dichiarati inefficaci tutti i pagamenti effettuati da Volare Group, Volare Airlines e Air Europe in favore di Eni e di Eni Adfin, quale mandataria di Eni all’incasso dei crediti, nell’anno anteriore alla dichiarazione dello stato di insolvenza delle suddette debitrici e cioè dal 30 novembre 2003 al 29 novembre 2004, per un ammontare complessivo indicato in circa €46 milioni oltre interessi. Eni Adfin ed Eni si sono costituite. Esaurita l’istruttoria, con sentenza di 1° grado emessa nel marzo del 2012 le domande proposte dalle procedure sono state totalmente rigettate. Avverso tale sentenza, le procedure di amministrazione straordinaria hanno interposto appello.

3. Eni SpA. Alitalia Linee Aeree Italiane SpA in amministrazione straordinaria (“Alitalia in A.S.”). Con atto di citazione notificato in data 23 gennaio 2013, Alitalia in A.S. ha instaurato un giudizio civile presso il Tribunale di Roma nei confronti di Eni, Esso Italiana Srl e Kuwait Petroleum Italia SpA, al fine di ottenere il risarcimento per i danni asseritamente subiti nel periodo compreso tra il 1998 e il 2009 a seguito della presunta intesa intercorsa tra le principali compagnie petrolifere nel mercato nazionale della fornitura di jet fuel.
   La richiesta di danni si fonda sul provvedimento del 14 giugno 2006 dell’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato (“AGCM”), secondo cui Eni e altre cinque compagnie petrolifere (Esso Italiana Srl, Kuwait Petroleum Italia SpA, Shell Italia SpA, Tamoil Italia SpA e Total Italia SpA) avrebbero posto in essere, negli anni dal 1998 al 2006, un’intesa unica e complessa avente per oggetto e per effetto la ripartizione del mercato del jet fuel e l’impedimento all’ingresso di nuovi operatori sul mercato nazionale. L’apparato argomentativo del provvedimento dell’AGCM ha trovato sostanziale conferma dinanzi ai giudici amministrativi aditi in sede di ricorso dalle compagnie petrolifere.

   Alitalia in A.S. formula una richiesta di risarcimento, in solido nei confronti dei soggetti passivi della decisione. Ai fini della determinazione del danno, Alitalia in A.S. propone due modalità alternative di quantificazione fondate su due diverse ipotesi in base alle quali il cartello avrebbe prodotto effetti sul mercato. In via principale, la richiesta complessiva nei confronti di tutte le compagnie petrolifere in solido ammonta a circa €908 milioni di cui €777 milioni per maggiori costi di fornitura del jet fuel ed €131 milioni per perdita di profitto dovuta alla minore capacità competitiva. Alitalia in A.S. ipotizza che l’intesa le avrebbe impedito di ricorrere all’autofornitura per approvvigionarsi di carburante avio nel periodo in cui il presunto cartello è stato accertato dall’AGCM (1998-2006) e nei tre anni successivi (ossia sino al 2009, anno in cui Alitalia ha interrotto i propri servizi di volo). In via subordinata, il danno richiesto a titolo di responsabilità solidale è pari ad almeno €395 milioni, di cui €334 milioni circa a titolo di danno emergente (quantificato da Alitalia in A.S. come sovrapprezzo rispetto al prezzo competitivo del jet fuel per il periodo 1998-2006) e €61 milioni circa a titolo di lucro cessante, per i pregiudizi che l’intesa avrebbe arrecato alla propria capacità competitiva. Il procedimento è attualmente ancora nelle fasi iniziali del giudizio di primo grado, dal momento che sono emerse numerose questioni pregiudiziali che ne hanno determinato un sostanziale stallo.

3. Interventi della Commissione Europea, dell’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato, dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas e di altre Autorità regolamentari

1. Eni SpA, Polimeri Europa SpA (ora Versalis SpA) e Syndial SpA – Antitrust su Elastomeri. La Commissione Europea, con decisione del 29 novembre 2006, ha accertato una violazione della normativa antitrust e ha comminato un’ammenda di €272,25 milioni in solido a Eni e Versalis SpA (già Polimeri Europa) relativamente ad un’asserita intesa anticoncorrenziale nel settore degli elastomeri del tipo BR/SBR. Nel febbraio 2007 le società hanno predisposto i ricorsi avverso tale decisione avanti al Tribunale di Prima Istanza UE. Con sentenza resa in data 13 luglio 2011, il Tribunale di Prima Istanza ha ridotto l’ammenda originariamente imposta, in solido, a Eni SpA e Polimeri Europa portandola a €181,5 milioni. In particolare, il Tribunale ha annullato la maggiorazione della sanzione basata sull’aggravante della recidiva. Sia le società destinatarie della sentenza sia la Commissione Europea hanno presentato appello alla Corte di Giustizia UE. La Commissione Europea ha altresì comunicato a Eni la propria volontà di riavviare nuovamente un procedimento istruttorio per la rideterminazione della sanzione ed Eni ha proposto ricorso avverso tale iniziativa. Con sentenze in data 8 maggio e 13 giugno 2013 la Corte di Giustizia UE ha respinto sia l’impugnazione promossa da Eni e Versalis, sia l’appello incidentale della Commissione Europea, confermando pertanto la riduzione della sanzione. Nel frattempo, dopo aver comunicato, nell’aprile 2012 la propria volontà di riavviare nuovamente un procedimento istruttorio per la rideterminazione della sanzione, nel febbraio 2013 la Commissione ha notificato a Eni e Versalis la decisione formale di avvio del procedimento di rideterminazione unitamente alla relativa comunicazione degli addebiti. Eni e Versalis hanno impugnato dinanzi al Tribunale di Prima Istanza sia la comunicazione dell’aprile 2012 sia la successiva decisione di avvio con la contestuale comunicazione degli addebiti, contestando il potere della Commissione di emendare un atto già annullato e riformato dal Tribunale nell’esercizio del suo pieno sindacato giurisdizionale. In data 25 settembre 2013 la Commissione, alla luce delle sentenze della Corte di Giustizia e delle osservazioni di Eni e Versalis in risposta alla Comunicazione degli addebiti, ha disposto l’archiviazione del procedimento di rideterminazione e ha successivamente presentato istanza di non luogo a provvedere al Tribunale UE di Primo Grado davanti a cui pendono i giudizi promossi da Eni e Versalis avverso gli atti amministrativi del procedimento di rideterminazione. Inoltre, a fronte della decisione della Commissione Europea, nell’agosto 2007 Eni ha altresì avviato, presso il Tribunale di Milano, un giudizio (tuttora pendente in appello) volto ad accertare l’inesistenza del danno asseritamente subito dai produttori di pneumatici utilizzatori dei prodotti BR/SBR. Successivamente alcune società del gruppo Dow Chemical hanno citato in garanzia Eni e Versalis nell’ambito di un giudizio instaurato presso la Corte Commerciale di Londra da vari produttori di pneumatici avverso gli aderenti al presunto “cartello BR” (tra cui, appunto, il gruppo Dow) per il risarcimento dei danni che sarebbero stati asseritamente subiti da tali pneumaticisti. Tale giudizio è rimasto ed è tuttora sospeso per accordo tra Eni/Versalis e Dow in quanto, fra l’altro, Eni/Versalis si sono riservate di contestare la giurisdizione della Corte inglese.

   Nel settore degli elastomeri denominati CR, il Tribunale di Prima Istanza UE, con una sentenza del dicembre 2012 ha ridotto a circa €106 milioni l’ammenda, originariamente pari a €132,16 milioni, inflitta solidalmente a Polimeri Europa ed Eni dalla Commissione Europea in data 5 dicembre 2007, per l’asserita violazione, unitamente ad altre imprese chimiche, dell’art. 81 del Trattato CE e dell’art. 53 dell’accordo SEE. Nel marzo 2013, Eni SpA e Versalis SpA hanno proposto ricorso avverso la sentenza del Tribunale presso la Corte di Giustizia UE, al fine di ottenere l’annullamento integrale della decisione della Commissione, che ha a sua volta proposto appello contro la medesima sentenza. In attesa dell’esito dei contenziosi proposti, sono stati effettuati accantonamenti al fondo rischi.

2. Eni SpA – Istruttoria per violazioni in materia di fatturazione clienti gas e luce. Con la delibera 477/2013/S/Com del 31 ottobre 2013, pubblicata il 5 novembre 2013, l’Autorità per l’energia elettrica e il gas (di seguito “AEEG”) ha avviato un procedimento istruttorio nei confronti di Eni per asserite violazioni dell’articolo 5 della delibera 229/01 dell’AEEG in materia di periodicità di fatturazione nella vendita di gas ed energia elettrica, nonché ritardi nell’emissione delle fatture di chiusura per clienti che hanno cambiato fornitore. Al termine dell’istruttoria, la cui durata è fissata in 180 giorni dalla notifica del provvedimento di avvio, l’AEEG potrà adottare entro i successivi 90 giorni un provvedimento finale con il quale, nel caso fosse accertata la violazione, potrà irrogare una sanzione amministrativa pecuniaria ai sensi dell’art. 2 comma 20 lett. c) della Legge 481/95 al momento non stimabile.

4. Indagini della Magistratura

4.1. Procedimenti in materia di responsabilità penale/amministrativa di impresa

1. EniPower SpA. Nel mese di giugno 2004 la Magistratura ha avviato indagini sugli appalti stipulati dalla controllata EniPower, nonché sulle forniture di altre imprese alla stessa EniPower. Di dette indagini è stata data ampia diffusione dai mezzi di comunicazione e ne è emerso il pagamento illecito di somme di denaro da aziende fornitrici di EniPower stessa a un suo dirigente che è stato licenziato. A EniPower (committente) e alla Snamprogetti SpA (oggi Saipem SpA) (appaltatore dei servizi di ingegneria e di approvvigionamento) sono state notificate informazioni di garanzia ai sensi della disciplina della responsabilità amministrativa delle persone giuridiche ex Decreto Legislativo 8 giugno 2001, n. 231.
   Eni, nell’ambito di una linea guida di fermezza e trasparenza, ha assunto le deliberazioni necessarie per la costituzione di parte civile nel procedimento penale ai fini del risarcimento degli eventuali danni che fossero derivati dai comportamenti illeciti dei propri fornitori, dei loro e dei propri dipendenti.

   Nel frattempo, è stato notificato l’atto di conclusione delle indagini preliminari in cui EniPower e Snamprogetti non sono indicate tra i soggetti giuridici indagati ai sensi del Decreto Legislativo 8 giugno 2001 n. 231. Nell’agosto 2007 è stato notificato il provvedimento con cui il Pubblico Ministero ha chiesto lo stralcio, tra gli altri, delle società EniPower SpA e di Snamprogetti SpA per la successiva archiviazione. Il procedimento prosegue a carico di ex dipendenti delle predette società nonché nei confronti di dipendenti e dirigenti di alcune società fornitrici e delle stesse ai sensi del D.Lgs. n. 231/2001. Eni SpA, EniPower SpA e Snamprogetti SpA si sono costituite parte civile nell’udienza preliminare. L’udienza preliminare relativa al procedimento principale avanti il GUP si è conclusa il 27 aprile 2009. Il Giudice ha disposto il decreto di rinvio a giudizio di tutte le parti che non hanno fatto richiesta di patteggiamento ad esclusione di alcuni soggetti nei cui confronti è intervenuta la prescrizione. Nel corso dell’udienza del 2 marzo 2010, è stata confermata la costituzione di parte civile di Eni SpA, EniPower SpA e Saipem SpA nei confronti degli enti imputati ex D.Lgs. 231/2001. Sono stati altresì citati i responsabili civili delle ulteriori società coinvolte. Conclusasi l’escussione dei testi, il processo prosegue per la discussione delle parti. All’esito dell’udienza del 12 luglio 2011, terminata la fase delle conclusioni delle parti, il processo è stato rinviato all’udienza del 20 settembre 2011, nel corso della quale il Tribunale di Milano ha pronunciato sentenza. In particolare, il Collegio ha condannato 9 imputati per i reati loro ascritti, oltre al risarcimento dei danni da liquidarsi in separata sede, ed, in solido, alla rifusione delle spese processuali sostenute dalle parti civili. Il Tribunale ha dichiarato prescritti i reati contestati a 7 imputati, rappresentanti di alcune società coinvolte e ha inoltre pronunciato l’assoluzione per 15 imputati nel procedimento. Con riferimento agli enti imputati ai sensi del D.Lgs. n. 231/2001, il Collegio ha dichiarato 7 società responsabili degli illeciti amministrativi loro ascritti, applicando oltre alla sanzione amministrativa pecuniaria altresì la corrispondente confisca. Eni SpA, EniPower SpA e Saipem SpA si erano costituite parti civili nel procedimento anche nei confronti delle predette persone giuridiche. Con la sentenza, il Collegio ha dichiarato di escludere tale costituzione nei confronti degli enti imputati, così mutando la decisione assunta all’inizio del dibattimento, verosimilmente a seguito della sentenza della Corte di Cassazione che ha statuito l’illegittimità della costituzione di parte civile nei confronti degli enti imputati ai sensi del D.Lgs. n. 231/2001. Le motivazioni della sentenza sono state depositate in data 19 dicembre 2011. Le parti condannate hanno provveduto ad impugnare tempestivamente il suddetto provvedimento e, il 24 ottobre 2013, la Corte d’Appello di Milano ha pronunciato sentenza, sostanzialmente confermando la decisione di primo grado, riformandola parzialmente solo con riferimento ad alcune persone fisiche per le quali è stato dichiarato di non doversi procedere per intervenuta prescrizione.

2. Consorzio TSKJ: indagini delle Autorità Statunitensi, Italiane e di altri Paesi. Snamprogetti Netherlands BV detiene una partecipazione del 25% nelle società che costituiscono il consorzio TSKJ. I rimanenti azionisti, con quote paritetiche del 25%, sono Kbr, Technip e JGC. Il consorzio TSKJ a partire dal 1994 ha realizzato impianti di liquefazione del gas naturale a Bonny Island in Nigeria. Snamprogetti SpA (“Snamprogetti”), la società controllante di Snamprogetti Netherlands BV, è stata una diretta controllata di Eni sino al febbraio 2006, quando è stato concluso un accordo per la cessione di Snamprogetti a Saipem; Snamprogetti è stata incorporata in Saipem SpA dal 1° ottobre 2008. Eni detiene una partecipazione del 43% di Saipem. Con la cessione di Snamprogetti, Eni ha concordato, tra l’altro, di indennizzare i costi e gli oneri che Saipem dovesse eventualmente sostenere, con riferimento alla vicenda TSKJ, anche in relazione alle sue controllate.

   Diverse Autorità giudiziarie, tra cui la Procura della Repubblica di Milano, hanno svolto indagini su presunti pagamenti illeciti da parte del consorzio TSKJ a favore di pubblici ufficiali nigeriani. I procedimenti instaurati si sono conclusi con transazioni negli Stati Uniti e in Nigeria.

   Il procedimento in Italia: i fatti che sono oggetto di indagine si estendono sin dal 1994 e concernono anche il periodo successivo all’introduzione del Decreto Legislativo 8 giugno 2001 n. 231 sulla responsabilità amministrativa delle società.

   Il procedimento instaurato dalla Procura della Repubblica di Milano nei confronti di Eni SpA e Saipem SpA ha riguardato l’applicazione del D.Lgs. n. 231 del 2001 per responsabilità amministrativa in relazione a presunti reati di corruzione internazionale aggravata ascritti a ex dirigenti di Snamprogetti. La Procura della Repubblica di Milano aveva avanzato richiesta di misura cautelare ex D.Lgs. n. 231/2001 consistente nell’interdizione per Eni e Saipem dall’esercizio di attività comportanti rapporti contrattuali diretti o indiretti con la società Nigerian National Petroleum Corporation o sue controllate contestando in particolare l’inefficacia e l’inosservanza del modello di organizzazione, gestione e controllo predisposto al fine di prevenire la commissione dei reati ascritti da parte di soggetti sottoposti a direzione e vigilanza.

   La Procura della Repubblica di Milano aveva poi rinunciato alla richiesta di misura cautelare interdittiva nei confronti di Eni e Saipem a fronte del deposito da parte di Snamprogetti Netherlands BV di una cauzione pari a €24.530.580, anche nell’interesse di Saipem SpA.

   Nell’ambito del procedimento penale sono stati contestati presunti eventi corruttivi in Nigeria, asseritamente commessi sino ad epoca successiva al 31 luglio 2004. Viene contestata anche l’aggravante del conseguimento di un profitto di rilevante entità (indicata come non inferiore a 65 milioni di dollari), asseritamente conseguito da Snamprogetti SpA.

   Nel corso del procedimento è stato disposto il rinvio a giudizio di cinque ex dipendenti di Snamprogetti e di Saipem SpA come persona giuridica in quanto incorporante Snamprogetti.

   Il Tribunale ha poi pronunciato sentenza di “non doversi procedere” nei confronti degli imputati persone fisiche “perché il reato agli stessi ascritto è estinto per intervenuta prescrizione”, disponendo, inoltre, lo stralcio del procedimento in relazione alla posizione della persona giuridica Saipem, in merito alla quale il processo è proseguito.

   Il Tribunale all’esito di tale stralcio del procedimento ha condannato Saipem SpA al pagamento di €600.000 a titolo di sanzione pecuniaria e alla confisca della cauzione per €24.530.580 messa a disposizione da Snamprogetti Netherlands BV. In data 17 settembre 2013, il Tribunale di Milano – in anticipo rispetto alla scadenza del 9 ottobre – ha depositato le motivazioni della sentenza di condanna di Saipem, la quale ha presentato appello avverso la sentenza di primo grado. Si attende la fissazione dell’udienza.

3. Misurazione del gas. Con procedimento n. 11183/06 RGNR avviato dalla Procura della Repubblica presso il Tribunale di Milano, erano stati contestati a Eni, a top manager di Eni ed altre società facenti parte del Gruppo all’epoca dei fatti, presunti comportamenti in violazione di legge, a partire dall’anno 2003, con riferimento all’utilizzo degli strumenti di misurazione del gas, al relativo pagamento delle accise alla fatturazione ai clienti nonché ai rapporti con le Autorità di Vigilanza. Le violazioni contestate si riferivano, tra l’altro, a fattispecie di reato previste dal Decreto Legislativo 8 giugno 2001, n. 231 che prevede la responsabilità amministrativa della società per i reati commessi da propri dipendenti nell’interesse o a vantaggio della società stessa. Ciò ha comportato la notifica della relativa informazione di garanzia anche alle società (per quanto riguarda il Gruppo Eni: Eni, Snam Rete Gas e Italgas e altre società terze).

   Detta attività investigativa aveva portato all’apertura di due diversi filoni di indagine, costituenti due distinti sottoprocedimenti, denominati “Gas croato” e “Accise”.

   Con riferimento al primo di essi, il 24 gennaio 2012, il GUP ha pronunciato sentenza di “non luogo a procedere” nei confronti di tutti gli indagati, confermata anche dalla Corte di Cassazione ad esito del ricorso proposto dal Pubblico Ministero su alcune posizioni. Con riferimento all’altro filone, Gas Accise, il procedimento si è ugualmente concluso in senso favorevole a tutti gli indagati, dipendenti ed ex dipendenti di Eni – Divisione Gas & Power coinvolti, con sentenza di non luogo a procedere “perché il fatto non costituisce reato”. Anche questa assoluzione è stata confermata dalla Corte di Cassazione, nel 2013, ad esito del ricorso esperito dalla Procura.

4. Algeria. Autorità italiane e straniere stanno conducendo indagini su presunti pagamenti corruttivi in Algeria in relazione ad alcuni contratti aggiudicati da Saipem.

   In data 4 febbraio 2011, Eni ha ricevuto, dalla Procura della Repubblica di Milano, una “richiesta di consegna” ai sensi dell’art. 248 del codice di procedura penale.

   Nel provvedimento veniva richiesta la trasmissione – con riferimento ad asserite “ipotesi di reato di corruzione internazionale” – di documentazione relativa ad attività di società del gruppo Saipem in Algeria (contratto GK3 e contratto Galsi/Saipem/Technip in relazione ad opere di ingegneria nella posa di un gasdotto). Per tale ragione la richiesta è stata inoltrata da Eni a Saipem.

   Il reato di “corruzione internazionale” menzionato nella “Richiesta di consegna” è una delle fattispecie previste nel campo di applicazione del decreto legislativo 8 giugno 2001, n. 231 in merito alla responsabilità diretta degli enti collettivi per determinati reati compiuti da propri dipendenti che prevede sanzioni pecuniarie ed interdittive in capo alla società e la confisca del profitto.

   Al fine di adempiere, tempestivamente, alla richiesta della Procura, è stata quindi avviata la raccolta della documentazione e in data 16 febbraio 2011, Saipem ha proceduto al deposito di quanto richiesto. Anche Eni ha provveduto al deposito di documentazione relativa al progetto MLE (al quale partecipa la Divisione E&P di Eni) sul quale sono in corso indagini in Algeria, ancorché non oggetto della richiesta di consegna.

   In data 22 novembre 2012, la Procura della Repubblica presso il Tribunale di Milano ha notificato a Saipem un’informativa di garanzia per illecito amministrativo relativo al reato di corruzione internazionale ex art. 25 comma 2 e 3 D.Lgs. n. 231/2001, unitamente a una richiesta di consegna di documentazione in merito ad alcuni contratti relativi ad attività in Algeria.

   A tale richiesta sono seguite le notifiche a Saipem di un “decreto di sequestro” in data 30 novembre 2012, un’ulteriore “richiesta di consegna” in data 18 dicembre 2012 e un “Decreto di perquisizione” in data 16 gennaio 2013 al fine di acquisire ulteriore documentazione in relazione a contratti di intermediazione e ad alcuni sub-contratti stipulati da Saipem in connessione con i progetti algerini.

   L’indagine verte su presunte ipotesi corruttive che, secondo la Procura della Repubblica di Milano, si sarebbero verificate, sino al marzo 2010, in merito ad alcuni contratti che Saipem ha acquisito in Algeria.

   Con riferimento a Saipem, attualmente risultano indagati, un dipendente e alcuni ex dipendenti, tra i quali l’ex Amministratore Delegato – CEO, che ha presentato le sue dimissioni a fine 2012, contestualmente con lo sviluppo delle indagini, e l’ex Chief Operating Officer della Business Unit Engineering & Construction, che è stato licenziato da Saipem ad inizio 2013.

   In data 7 febbraio 2013, su incarico della Procura della Repubblica di Milano, si sono presentati presso le sedi Eni di San Donato Milanese e Roma, militari della Guardia di Finanza per procedere a perquisizioni e sequestri di documentazione relativa all’attività di Saipem in Algeria. Contestualmente è stata notificata ex art. 25 comma 3 e 4 D.Lgs. 231/01 informativa di garanzia a Eni. Dall’atto si apprende che la Procura ha esteso le indagini anche nei confronti di Eni, del suo Amministratore Delegato, di un dirigente e dell’ex CFO di Eni. Quest’ultimo aveva precedentemente ricoperto il ruolo di CFO di Saipem anche nel periodo di riferimento della presunta corruzione oggetto di indagine da parte della Procura e prima di essere nominato CFO di Eni in data 1° agosto 2008.

   Il predetto procedimento è stato riunito con altro (c.d. Iraq – Kazakhstan) riguardante un diverso filone di indagini, riferite specificamente ad attività condotte da Eni in Iraq e Kazakhstan, e meglio descritto nella sezione della presente relazione dedicata a detto filone di indagine.

   Saipem, che fin da subito ha fornito piena collaborazione all’Autorità Giudiziaria, ha tempestivamente posto in essere interventi di forte discontinuità gestionale e amministrativa. D’accordo con gli organi di controllo interni e l’Organismo di Vigilanza della società e previa informativa alla Procura, ha provveduto, altresì, ad avviare una verifica sui contratti oggetto dell’indagine, incaricando a tal fine uno studio legale esterno. I risultati di tale indagine interna sono stati trasmessi all’Autorità Giudiziaria. Nel corso del 2013, inoltre, Saipem ha completato, con l’assistenza di consulenti esterni, una revisione mirata alla verifica della corretta applicazione delle procedure interne e di controllo interenti l’anticorruption e la prevenzione degli illeciti.

   Saipem ha inviato ad Eni i risultati delle indagini interne effettuate, il cui esame da parte della controllante è ancora in corso.

   Nel corso del 2013, il CdA di Saipem ha deliberato e intrapreso azioni legali, al fine di tutelare gli interessi della Società nei confronti di alcuni ex dipendenti e fornitori, riservandosi qualsiasi futura azione ove emergessero ulteriori elementi.

   Nell’agosto 2013, si è appreso dagli organi di stampa che, nell’ambito di tale procedimento penale, l’ex Chief Operating Officer della Business Unit Engineering & Construction di Saipem, licenziato dalla società, è stato oggetto di un provvedimento di custodia cautelare in carcere. Tale misura, come risulta da fonte stampa, è stata successivamente revocata nel dicembre 2013, con la concessione degli arresti domiciliari.

   Inoltre, su richiesta del Department of Justice statunitense (“DoJ”), Saipem SpA nel 2013 ha stipulato un cosiddetto “tolling agreement” per estendere il termine di prescrizione applicabile a eventuali violazioni di leggi federali degli Stati Uniti in relazione ad attività pregresse di Saipem e relative subsidiaries. Il “tolling agreement” non costituisce un’ammissione da parte di Saipem SpA di aver compiuto alcun illecito, né di essere soggetta alla giurisdizione degli Stati Uniti ai fini di qualsivoglia indagine o procedimento. Saipem intende quindi offrire ampia collaborazione anche nel contesto degli accertamenti da parte delle Autorità statunitensi.

   Oltre alle indagini e alle attività di verifica svolte dagli organi di vigilanza e controllo interni e dal gruppo di lavoro dedicato alla vicenda Algeria, Eni, pur ritenendosi estranea ai fatti oggetto di indagine, ha avviato una propria indagine interna, con l’assistenza di consulenti esterni.

   A tal riguardo, fatti salvi gli ulteriori approfondimenti ove necessari, ad oggi sono state completate:

   1. la verifica dei documenti sequestrati dalla Procura di Milano e l’analisi della documentazione in possesso delle unità approvvigionamenti interne in relazione ai rapporti con i fornitori e non sono emerse prove dell’esistenza di contratti di intermediazione o di qualsivoglia altra natura tra Eni e le terze parti oggetto di indagine; i contratti di intermediazione precedentemente individuati sono stati stipulati da Saipem o sue controllate o società incorporate;

   2. la verifica interna volontaria inerente il Progetto MLE (unico progetto tra quelli sotto indagine in cui il committente è una società del Gruppo Eni) e non sono emerse evidenze della commissione di fatti illeciti da parte di personale di Eni nell’aggiudicazione a Saipem dei due maggiori contratti relativi a detto Progetto (EPC e Drilling).

   Inoltre, Eni ha effettuato approfondimenti sul tema della direzione e coordinamento di Eni nei confronti di Saipem, sia per aspetti giuridici sia amministrativo-contabili, con l’assistenza di professionisti esperti di dette materie e consulenti esterni. Ad oggi, gli esiti delle analisi svolte confermano l’autonomia operativa di Saipem rispetto alla controllante Eni.

   I risultati di queste attività di indagine interna sono stati portati a conoscenza dell’Autorità Giudiziaria, nello spirito di piena collaborazione con i

   magistrati inquirenti. Eni, a seguito degli sviluppi delle indagini alla fine del 2012, ha preso contatto con le competenti Autorità americane (SEC e DoJ) per avviare un’informativa volontaria sul tema.

   Facendo seguito a tale comunicazione informale, la SEC e il DoJ hanno avviato indagini, nel corso delle quali è stata prodotta numerosa documentazione da parte di Eni, inclusi gli esiti delle verifiche interne sopra indicate, in risposta a richieste sia formali che informali.

   Anche in Algeria sono in corso indagini giudiziarie avviate nel 2010, che coinvolgono una società controllata da Saipem (Saipem Contracting Algérie SpA). A seguito dell’avvio delle indagini, alcuni conti correnti in valuta locale della società nominata sono stati bloccati, per un saldo totale equivalente a circa €80 milioni ai cambi correnti. Tali conti correnti sono relativi a due progetti in fase di completamento in Algeria.

   Nel corso del 2012 si è avuta conoscenza che l’indagine concerne un’ipotesi di reato relativa ad un’asserita maggiorazione dei prezzi in occasione dell’aggiudicazione di contratti conclusi con una società pubblica a carattere industriale e commerciale, beneficiando dell’autorità o influenza di rappresentanti di tale organismo. Nel gennaio 2013, la Chambre d’Accusation ha pronunciato il rinvio a giudizio della stessa società e confermato il blocco dei conti correnti sopra indicati. La società algerina controllata da Saipem ha presentato ricorso alla Corte Suprema.

   L’Autorità Giudiziaria algerina sta svolgendo indagini anche nei confronti della società capogruppo italiana Saipem in merito a presunti reati di corruzione.

   Le indagini delle varie autorità giudiziarie sono ancora in corso e non è possibile prevedere il loro esito. Le stesse potrebbero far emergere responsabilità da parte di persone fisiche o giuridiche in violazione della FCPA e disciplina in materia di corruzione italiana e straniera.

5. Iraq – Kazakhstan. È pendente presso la Procura della Repubblica di Milano un procedimento penale in merito a ipotesi di corruzione internazionale in relazione alle attività Eni in Kazakhstan riguardante l’impianto di Karachaganak e il progetto Kashagan con riferimento alla gestione delle gare di appalto da parte dell’operatore Agip KCO. Il reato di “corruzione internazionale” è una delle fattispecie previste nel campo di applicazione del Decreto Legislativo 8 giugno 2001, n. 231. Eni ha proceduto al deposito della documentazione richiesta dalla magistratura e a fornire piena collaborazione all’Autorità Giudiziaria. Nell’ambito di tale procedimento sono indagati alcuni dirigenti e un ex dirigente.

   Il predetto procedimento è stato successivamente riunito con altro (cd. Iraq) riguardante un parallelo filone di indagini riferite specificamente ad attività condotte da Eni in Iraq e meglio descritto di seguito.

   Il 21 giugno 2011, infatti, è stato notificato, presso gli uffici di Eni Zubair SpA e presso gli uffici di Saipem SpA di Fano, un decreto di perquisizione dell’ufficio di alcuni dipendenti del gruppo e di società terze in relazione a una presunta ipotesi di reato “al fine di influire illecitamente nell’aggiudicazione di gare all’estero” – in particolare, per attività in Iraq – “in cui sono coinvolte, come stazione appaltante, società del Gruppo Eni.” La perquisizione ha riguardato, unicamente, gli uffici (e anche le abitazioni private) di alcuni dipendenti del gruppo (un dipendente di Eni Zubair e un dirigente di Saipem) e di società terze. I reati contestati sono associazione a delinquere e corruzione in relazione all’attività di Eni Zubair in Iraq e di Saipem nel progetto “Jurassic” in Kuwait.

   Alla luce delle contestazioni descritte nell’atto Eni Zubair, Eni e Saipem appaiono parti lese dai comportamenti contestati ai propri dipendenti, qualificati come “dirigenti infedeli del Gruppo Eni” nell’atto della Procura della Repubblica di Milano; il dipendente di Eni Zubair si è dimesso e la società, nell’accettare le dimissioni, si è riservata di agire nei suoi confronti a tutela dei propri diritti e, successivamente, ha avviato un’azione in sede civile anche nei confronti delle altre persone fisiche menzionate nell’atto di sequestro.

   Nonostante le società del gruppo appaiano parti lese, è stata notificata a Eni SpA e a Saipem SpA, contestualmente al decreto di sequestro, informativa di garanzia ai sensi del Decreto Legislativo n. 231/2001.

   Già in sede di verbalizzazione delle operazioni di sequestro, Eni SpA, per la parte relativa alle attività irachene, ha fatto valere la sua estraneità ai fatti trattandosi di attività che fanno capo alla controllata Eni Zubair, nonché, viste le contestazioni avanzate nell’atto, la posizione di Eni Zubair ed eventualmente della stessa Eni di parte lesa. Sono state notificate a Eni SpA dalla Procura della Repubblica le richieste di proroga del termine delle indagini preliminari in occasione delle quali si è appreso del coinvolgimento nelle indagini di un ulteriore dipendente della società e di altri fornitori.

   Eni ha effettuato una verifica, incaricando allo scopo una società di consulenza esterna, che ha emesso il suo rapporto conclusivo il 25 luglio 2012.

   A tale riguardo, anche Saipem ha provveduto, sentito anche il parere del legale, d’accordo con l’Organismo di Vigilanza di Società e gli Organi di Controllo interni, ad avviare tramite la funzione Internal Audit una verifica interna sul progetto oggetto dell’indagine, anche incaricando una società di consulenza esterna.

   Con riferimento a quanto sopra esposto, la Procura della Repubblica di Milano ha fatto richiesta di: “applicare a Eni SpA la misura dell’interdizione per un anno e sei mesi dall’esercizio delle attività previste nel production sharing agreement 1997 sottoscritto con la Repubblica del Kazakhstan e nei successivi atti amministrativi e/o negoziali, o di voler disporre, ai sensi dell’art. 15 D.Lgs. 231 del 2001, la prosecuzione delle medesime attività per il periodo indicato sotto la sorveglianza di un commissario”. Nel corso dell’udienza del 29 maggio 2012 il collegio di difesa di Eni ha discusso la memoria difensiva; al termine dell’udienza, il Giudice per le Indagini Preliminari si è riservato per la decisione sulla richiesta di misure cautelari della Procura della Repubblica.

   In data 19 luglio 2013, Eni ha avuto conoscenza dell’intervenuto deposito dell’ordinanza del GIP in data 16 luglio 2013. La decisione rigetta la richiesta di misura cautelare avanzata dalla Procura della Repubblica di Milano, ritenendola infondata.

   In data 1° agosto, la difesa penale ha informato Eni che la Procura di Milano ha impugnato l’ordinanza del GIP.

   A seguito dell’udienza di appello del 2 ottobre 2013, in data 21 ottobre 2013, la difesa penale ha informato Eni che il Tribunale del Riesame di Milano ha respinto l’appello della Procura della Repubblica contro il provvedimento del GIP. Il Tribunale del Riesame ha respinto il ricorso con valutazioni su aspetti di merito, per la mancanza di indizi sufficientemente gravi a carico di Eni, ritenendo altresì più che ragionevole la tesi difensiva circa il fatto che Eni ha subito ingenti danni in conseguenza delle cattive perfomance di alcuni fornitori coinvolti nel progetto Kashagan. Inoltre, il Tribunale ha rilevato la mancanza delle esigenze cautelari in conseguenza del riassetto delle attività in Kazakhstan, dando atto altresì delle numerose iniziative di verifica e controllo interno tempestivamente adottate da Eni, così come argomentato dalla difesa penale della società.

   L’ordinanza del Tribunale del Riesame non è stata ulteriormente impugnata dall’Ufficio del Pubblico Ministero. Anche sulla base di tale provvedimento, in data 13 marzo 2014 la difesa penale di Eni ha presentato istanza di archiviazione motivata al Pubblico Ministero.

6. Procedimento penale per reati ambientali. Il 31 marzo 2014 il Tribunale di Rovigo ha emesso una sentenza di condanna a tre anni di reclusione ed all’interdizione dai pubblici uffici nei confronti dell’Amministratore Delegato di Eni per un asserito inquinamento ambientale prodotto dalla centrale Enel di Porto Tolle, nel periodo in cui ricopriva analoga posizione presso Enel (dal 2002 al 2005). L’ Amministratore Delegato di Eni ha escluso ogni responsabilità e ha annunciato l’appello della sentenza che fino a quando non definitiva non produce effetti.

5. Contenziosi fiscali

Italia

Eni SpA

1. Contestazione per omesso pagamento ICI relativamente ad alcune piattaforme petrolifere localizzate nelle acque territoriali del Mare Adriatico. Nel dicembre 1999 il Comune di Pineto (provincia di Teramo) ha contestato alla Società l’omesso pagamento dell’imposta comunale sugli immobili relativamente ad alcune piattaforme petrolifere di estrazione di idrocarburi localizzate nelle acque territoriali del Mare Adriatico prospicienti il territorio comunale per un ammontare di circa €17 milioni a titolo di imposta, sanzioni e interessi relativamente agli anni 1993-1998. Avverso tale avviso la Società ha presentato tempestivo ricorso contestando: (i) in via preliminare la carenza del potere impositivo del Comune per mancanza del presupposto territoriale in quanto il mare territoriale nel quale sono installate le piattaforme in oggetto non rientra nel territorio comunale; (ii) nel merito la mancanza degli altri presupposti oggettivi per l’applicazione dell’imposta. La Commissione Tributaria Provinciale territorialmente competente ha accolto il ricorso di Eni; tali conclusioni sono state confermate dalla competente Commissione Tributaria Regionale. Il Comune ha proposto appello presso la Corte di Cassazione che, con sentenza del febbraio 2005, ha riconosciuto il potere impositivo del Comune sulle acque territoriali, e ha conseguentemente cassato la sentenza impugnata rinviando per la decisione sugli altri motivi ad altra sezione della Commissione Tributaria Regionale dell’Abruzzo che ha disposto la nomina di un collegio di consulenti (CTU), incaricati di effettuare accertamenti tecno-contabili necessari ai fini del giudizio. La relazione conclusiva dei CTU conferma la non accatastabilità delle piattaforme e quindi la carenza del presupposto impositivo ai fini ICI. Tale conclusione è stata accolta dalla Commissione Tributaria Regionale dell’Abruzzo. In data 25 gennaio 2011 il Comune ha notificato alla Società il ricorso per la Cassazione dell’anzidetta sentenza. Nel dicembre 2005, il Comune di Pineto aveva notificato a Eni SpA analogo avviso di accertamento dell’ICI per gli anni dal 1999 al 2004 poi estesi a tutto il 2009 per le medesime piattaforme petrolifere chiedendo il pagamento di una somma complessiva di circa €25 milioni a titolo di imposta, sanzioni per omesso versamento e omessa dichiarazione e interessi. Il ricorso avverso tale provvedimento è stato accolto con sentenza del dicembre 2007 dalla Commissione Tributaria Provinciale di Teramo. La Commissione Tributaria Regionale de L’Aquila ha poi rigettato l’appello proposto dal Comune di Pineto. Il Comune ha infine presentato ricorso in Cassazione.

   Analoghi procedimenti relativi a piattaforme petrolifere Eni installate nelle acque territoriali italiane sono pendenti con i comuni di Pedaso e Gela per ammontari comunque non significativi.

Estero

1. Eni Angola Production BV. Nel 2009 il Ministero delle Finanze angolano a seguito di verifica fiscale ha emesso avvisi di accertamento per gli anni 2002-2007 con i quali ha contestato a Eni Angola Production BV, quale contitolare della concessione di Cabinda, la deducibilità degli ammortamenti sulle immobilizzazioni in corso ai fini del pagamento della Petroleum Income Tax. La società ha presentato ricorso. Il giudizio prosegue presso la Corte Suprema. A fronte del contenzioso la società ha effettuato uno stanziamento al fondo rischi.

2. Indonesia. L’Amministrazione Finanziaria indonesiana ha contestato, per i periodi d’imposta 2002-2009, a Lasmo Sanga Sanga Limited società residente fiscalmente in UK, l’applicazione dell’aliquota del 10% relativa alla Branch Profit Tax ai sensi della convenzione contro le doppie imposizioni tra UK e Indonesia. L’Amministrazione ritiene si sarebbe dovuto applicare la ritenuta domestica del 20%. Gli importi richiesti e già versati ammontano a $134 milioni per maggiori imposte e interessi. La società ha presentato ricorso e ha richiesto l’attivazione della cosiddetta “Procedura amichevole” al fine di evitare una tassazione non conforme alla convenzione UK/Indonesia. La società ha effettuato un accantonamento al fondo rischi.

6. Contenziosi chiusi

1. Verifica della qualità delle acque sotterranee nell’area della Raffineria di Gela. Con riferimento al procedimento penale avente a oggetto la presunta violazione di norme ambientali in tema di inquinamento delle acque e dei suoli nonché un’ipotesi di smaltimento non autorizzato di rifiuti nell’ambito dell’attività della Raffineria di Gela, il Tribunale di Gela, in primo grado e, in secondo grado, la Corte di Appello di Caltanissetta, hanno constatato l’intervenuta prescrizione dei reati contestati escludendo la responsabilità civile. La sentenza è ora passata in giudicato e il procedimento è dunque definito positivamente per la società.

2. Falda profonda del sito di Priolo – Ente procedente: Procura della Repubblica di Siracusa. In merito al procedimento promosso dalla Procura della Repubblica di Siracusa avente ad oggetto l’accertamento sullo stato di contaminazione della falda profonda del sito di Priolo, il Pubblico Ministero ha presentato la richiesta di archiviazione. Si è in attesa del provvedimento di archiviazione da parte del Giudice.

3. Azione di risarcimento danni, provocati dall’attività industriale nel territorio del Comune di Crotone – Enti procedenti: Presidenza del Consiglio, Ministero dell’Ambiente, Commissario per l’emergenza rifiuti della Regione Calabria, Regione Calabria. La Presidenza del Consiglio, il Ministero dell’Ambiente, il Commissario per l’emergenza rifiuti della Regione Calabria e la Regione Calabria avevano citato, innanzi al Tribunale Civile di Milano, Syndial perché venisse condannata al risarcimento del danno ambientale e dei relativi costi di bonifica causato dalla Pertusola Sud (società incorporata in EniChem, oggi Syndial) nel sito di Crotone. L’ammontare delle pretese risarcitorie del Ministero dell’Ambiente, sommate a quelle della Regione Calabria, portavano al totale di €2.720 milioni.

   In data 24 febbraio 2012, il Tribunale ha emesso il dispositivo della sentenza che, nel condannare Syndial alla corretta esecuzione del Progetto di Bonifica da essa già intrapreso, la obbliga, altresì, al pagamento a vantaggio della Presidenza del Consiglio e del Ministero dell’Ambiente di una somma di €56.200.000 con interessi dovuti dalla data della domanda. La sentenza del Tribunale di Milano è ora passata in giudicato e il contenzioso può ritenersi chiuso.

4. SAIPEM SpA – CEPAV Uno. Si tratta di un procedimento arbitrale già vigente tra il consorzio CEPAV Uno (Saipem 50,36%) e TAV SpA (“TAV” ora Rete Ferroviaria Italiana SpA, “RFI”) che nel 1991 avevano stipulato una convenzione per la realizzazione della tratta ferroviaria ad alta capacità/velocità Milano-Bologna.

   Con lodo parziale depositato il 7 agosto 2012, il collegio arbitrale ha riconosciuto al Consorzio €54,253 milioni importo versato da RFI al Consorzio in data 7 febbraio 2013. Il Consorzio ha proposto tre ulteriori domande di arbitrato in data 27 novembre 2012 nei confronti di RFI per complessivi €2.108 milioni oltre a interessi e rivalutazione per danni, varianti e altre causali. Il 4 dicembre 2013, è stato sottoscritto tra le parti un Accordo Transattivo, in ottemperanza al quale, RFI ha versato al Consorzio CEPAV Uno la somma di €200 milioni che include anche l’importo già corrisposto il 7 febbraio 2013 in esecuzione del citato lodo parziale.

   Le parti hanno abbandonato, pertanto, tutti i contenziosi in corso e RFI ha rilasciato al Consorzio l’80% delle garanzie di buona esecuzione e delle ritenute a garanzia.

5. Istruttoria antitrust per il trasporto del gas. L’istruttoria, relativa a un presunto abuso di posizione dominante posto in essere da Eni attraverso la mancata offerta al mercato di capacità di trasporto secondaria di gas sui gasdotti Transitgas e TAG, è da ritenersi conclusa con l’accettazione, in data 6 settembre 2012, da parte dell’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato, degli impegni presentati da Eni.

6. Trading. Nell’ambito di un’iniziativa giudiziaria relativa a due ex dirigenti di Eni che avrebbero percepito somme di denaro per favorire la conclusione di rapporti contrattuali con società operanti nel trading internazionale di prodotti petroliferi, si era instaurato un giudizio con un capo di imputazione per truffa aggravata che era stato notificato a Eni, in qualità di persona offesa, per il danno patrimoniale di rilevante entità procurato dal comportamento di tali persone con abuso delle relazioni d’ufficio e di prestazione d’opera. Il giudizio si è concluso con la prescrizione dei reati nei confronti dei soggetti imputati.

Eni opera in regime di concessione prevalentemente nei settori Exploration & Production e Refining & Marketing. Nel settore Exploration & Production le clausole contrattuali che regolano le concessioni minerarie, le licenze e i permessi esplorativi disciplinano l’accesso di Eni alle riserve di idrocarburi e differiscono da Paese a Paese. Le concessioni minerarie, le licenze e i permessi sono assegnati da chi ne detiene il diritto di proprietà, generalmente Enti pubblici, compagnie petrolifere di Stato e, in alcuni contesti giuridici, anche privati. A fronte delle concessioni minerarie ricevute, Eni corrisponde delle royalties e, in funzione della legislazione fiscale vigente nel Paese, delle imposte a vario titolo. Eni sostiene i rischi e i costi connessi all’attività di esplorazione, sviluppo e i costi operativi e ha diritto alle produzioni realizzate. Nei Production Sharing Agreement e nei contratti di service e buyback il diritto sulle produzioni realizzate è determinato dagli accordi contrattuali, sottoscritti con le compagnie petrolifere di Stato concessionarie, che stabiliscono le modalità di rimborso sotto forma di diritto sulle produzioni, dei costi sostenuti per le attività di esplorazione, sviluppo e dei costi operativi (cost oil) e la quota di spettanza a titolo di remunerazione (profit oil). Nel settore Refining & Marketing alcune stazioni di servizio e altri beni accessori al servizio di vendita insistono su aree autostradali concesse a seguito di una gara pubblica in sub-concessione dalle società concessionarie autostradali per l’erogazione del servizio di distribuzione di prodotti petroliferi e lo svolgimento delle attività accessorie. Tali beni vengono ammortizzati lungo la durata della concessione (normalmente 5 anni per l’Italia). A fronte dell’affidamento dei servizi sopra indicati, Eni corrisponde alle società autostradali royalties fisse e variabili calcolate in funzione dei quantitativi venduti. Al termine delle concessioni è generalmente prevista la devoluzione gratuita dei beni immobili non rimovibili. Le attività in concessione del settore Gas & Power relative allo stoccaggio del gas naturale in Italia e della distribuzione del gas venivano svolte dal gruppo Snam che è stato deconsolidato per cessione del controllo.

I rischi connessi all’impatto delle attività Eni sull’ambiente, sulla salute e sulla sicurezza sono descritti nei Fattori di rischio e di incertezza – Rischio operation della Relazione sulla gestione. In futuro, Eni sosterrà costi di ammontare significativo per adempiere gli obblighi previsti dalle norme in materia di salute, sicurezza e ambiente, nonché per il ripristino ambientale, la bonifica e messa in sicurezza di aree in precedenza adibite a produzioni industriali e siti dismessi. In particolare, per quanto riguarda il rischio ambientale, Eni attualmente non ritiene che vi saranno effetti negativi sul bilancio consolidato in aggiunta ai fondi stanziati e tenuto conto degli interventi già effettuati e delle polizze assicurative stipulate. Tuttavia non può essere escluso con certezza il rischio che Eni possa incorrere in ulteriori costi o responsabilità anche di proporzioni rilevanti perché, allo stato attuale delle conoscenze, è impossibile prevedere gli effetti dei futuri sviluppi tenuto conto tra l’altro dei seguenti aspetti: (i) la possibilità che emergano nuove contaminazioni; (ii) i risultati delle caratterizzazioni in corso e da eseguire e gli altri possibili effetti derivanti dall’applicazione del Decreto Legislativo n. 152/2006; (iii) gli eventuali effetti di nuove leggi e regolamenti per la tutela dell’ambiente; (iv) gli effetti di eventuali innovazioni tecnologiche per il risanamento ambientale; (v) la possibilità di controversie e la difficoltà di determinare le eventuali conseguenze, anche in relazione alla responsabilità di altri soggetti e ai possibili indennizzi.

A partire dal 1° gennaio 2013 ha preso il via la terza fase del sistema europeo di scambio di quote (EU-ETS), durante la quale lo strumento principale di assegnazione dei permessi di emissione è rappresentato dalla vendita all’asta e non più dall’assegnazione gratuita basata sulle emissioni storiche. In particolare, per il periodo 2013-2020, l’assegnazione gratuita dei permessi avviene utilizzando parametri di riferimento europei specifici per ogni settore industriale (cd. benchmark), eccezion fatta per il settore termoelettrico, per il quale non sono più previste assegnazioni gratuite. Questa situazione determina per Eni – a partire dal 2013 – l’assegnazione di un quantitativo di permessi di emissione inferiore rispetto alle emissioni previste per gli impianti soggetti ad emission trading, causando il progressivo utilizzo dei permessi accumulati nel periodo 2008-2012 e il successivo approvvigionamento sul mercato delle quote necessarie ai fini di compliance. Alla data di chiusura del periodo finanziario (31 dicembre 2013) i quantitativi definitivi di quote gratuite spettanti agli impianti Eni per il periodo 2013-2020 risultano ancora in corso di approvazione da parte dei singoli Stati Membri e della Commissione Europea. Nell’esercizio 2013 le emissioni di anidride carbonica delle installazioni Eni sono risultate, complessivamente, superiori rispetto ai permessi assegnati. A fronte di 20,42 milioni di tonnellate di anidride carbonica emessa in atmosfera sono stati assegnati 9,24 milioni di permessi di emissione, facendo registrare un deficit di 11,18 milioni di tonnellate. Il deficit complessivo è stato compensato sia mediante l’utilizzo dei permessi accumulati nel periodo 2008-2012 (7,14 milioni di tonnellate), sia tramite approvvigionamento dei permessi mancanti sul mercato delle emissioni (4,04 milioni di tonnellate).