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Eni Bilancio consolidato 2009



Premessa

Nell'ambito dei rischi d'impresa, i principali rischi identificati, monitorati e, per quanto di seguito specificato, attivamente gestiti da Eni sono i seguenti:
(i) il rischio mercato derivante dall'esposizione alle fluttuazioni dei tassi di interesse, dei tassi di cambio tra l'euro e le altre valute nelle quali opera l'impresa, nonché alla volatilità dei prezzi delle commodity; (ii) il rischio credito derivante dalla possibilità di default di una controparte; (iii) il rischio liquidità derivante dalla mancanza di risorse finanziarie per far fronte agli impegni finanziari a breve termine; (iv) il rischio paese nell'attività oil&gas; (v) il rischio operation; (vi) la possibile evoluzione del mercato italiano del gas e gli altri rischi di settore; (vii) i rischi specifici dell'attività di ricerca e produzione di idrocarburi. La gestione dei rischi finanziari si basa su linee guida emanate centralmente con l'obiettivo di uniformare e coordinare le policy Eni in materia di rischi finanziari.

Rischio mercato

Il rischio 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 mercato è disciplinata dalle sopra indicate "Linee Guida" 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 Coordination Center e Banque Eni, quest'ultima nei limiti imposti dalla normativa bancaria in tema di "Concentration Risk") nonché per quanto attiene alle attività in derivati su commodity, Eni Trading & Shipping. In particolare la Finanza Eni Corporate ed Eni Coordination Center garantiscono, rispettivamente per le società italiane ed estere Eni, la copertura dei fabbisogni e l'assorbimento dei surplus finanziari; sulla Finanza Eni Corporate sono accentrate tutte le operazioni in cambi e in derivati finanziari di Eni, nonché la negoziazione dei certificati di emission trading. Il rischio di prezzo delle commodity è gestito dalle singole unità di business ed Eni Trading & Shipping assicura la negoziazione dei derivati di copertura. I contratti derivati sono stipulati con l'obiettivo di minimizzare l'esposizione ai rischi di tasso di cambio e di tasso di interesse e di gestire il rischio di prezzo delle commodity; non sono consentite operazioni in strumenti derivati aventi finalità speculative.
Lo schema di riferimento definito attraverso le "Linee Guida" prevede che la misurazione e il controllo dei rischi di mercato si basino sulla fissazione di limiti massimi di rischio accettabile espressi in termini di Value at Risk (VaR), metodo che valuta i rischi nella prospettiva del valore economico indicando la perdita potenziale del portafoglio esposto al rischio a seguito di variazioni dei fattori di mercato tenuto conto della correlazione delle variazioni di valore degli strumenti che compongono il portafoglio. Con riferimento ai rischi di tasso di interesse e di tasso di cambio, i limiti di VaR sono definiti in capo alle Strutture di Finanza Operativa che, dato il modello organizzativo accentrato, centralizzano le posizioni a rischio di Eni. 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 ad 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. Per quanto riguarda il rischio di prezzo delle commodity, le "Linee Guida" definiscono le regole per una gestione di questo rischio finalizzata all'ottimizzazione dell'attività "core" e al perseguimento degli obiettivi relativi ai margini industriali. Anche in questo caso sono definiti limiti massimi di rischio espressi in termini di VaR con riferimento all'esposizione commerciale, mentre l'esposizione strategica al rischio, che è intrinseca al business, è monitorata anch'essa attraverso il VaR ma non è oggetto di sistematica attività di copertura con strumenti finanziari derivati. Pertanto Eni valuta l'opportunità di mitigare l'esposizione al rischio di prezzo delle commodity mediante il ricorso ad appropriati strumenti derivati di copertura in relazione alle singole operazioni di acquisto di riserve finalizzate al perseguimento di obiettivi di crescita o come parte della gestione ordinaria del portafoglio. I limiti di VaR per il rischio di prezzi delle commodity di natura commerciale sono assegnati alle singole unità di business; Eni Trading & Shipping, oltre a gestire il rischio riveniente dalla propria attività, accentra le richieste di copertura in strumenti derivati delle Divisioni e Società Eni. Le tre tipologie di rischio di mercato, le cui policy di gestione e di controllo sono state come 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 per effetto della differente significatività di costi e ricavi 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 meta funzionale diversa dall'euro (rischio traslativo). 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 economico e transattivo; 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. A questo scopo vengono impiegate diverse tipologie di contratti
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 basandosi sistematicamente su quotazioni di mercato fornite da primari info-provider. 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% ed 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 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 basandosi sistematicamente su quotazioni di mercato fornite da primari info-provider. 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% ed un holding period di 20 giorni.

Rischio di prezzo delle commodity
I risultati dell'impresa sono influenzati dalle variazioni dei prezzi dei prodotti e servizi venduti. La riduzione dei prezzi degli idrocarburi comporta generalmente la diminuzione dei risultati operativi e viceversa. L'obiettivo di risk management Eni è l'ottimizzazione delle attività "core" nel perseguimento degli obiettivi di stabilità dei margini industriali. 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 Over The Counter (in particolare swap, forward, Contracts For Differences e opzioni su commodity) con sottostante greggio, gas, prodotti petroliferio energia elettrica. Per quanto attiene la valorizzazione a fair value degli strumenti derivati su commodity, essa viene calcolata basandosi su quotazioni di mercato fornite da primari info-provider 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, adottando un livello di confidenza pari al 95% ed un holding period di un giorno. La seguente tabella riporta i valori registrati nel 2009 in termini di VaR (raffrontati con quelli dell'esercizio 2008) per quanto attiene i rischi tasso di interesse e di cambio, nella prima parte, nonché il rischio commodity, per aree omogenee (tenuto conto della valuta utilizzata per la valorizzazione di mercato dei prodotti petroliferi, i valori VaR delle commodity sono espressi in dollari USA).

Rischio tasso di cambio

Rischio commodity

Rischio 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. Per quanto attiene al rischio di controparte in contratti di natura commerciale la gestione del credito è affidata alla responsabilità delle unità di business 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.
Il monitoraggio delle esposizioni di rischio di credito commerciale, connesso al normale svolgimento delle attività delle principali aree di business esposte al rischio, è invece assicurato centralmente da Eni che definisce le metodologie per la quantificazione e il controllo della rischiosità del cliente a livello Eni. In particolare, viene controllato il rischio derivante dalle esposizioni su controparti multibusiness o con esposizioni superiori alla soglia di rilevanza, definita in 4 milioni di euro; è esclusa la clientela retail e la Pubblica Amministrazione. La metodologia di valutazione con rating forniti da info-provider esterni sviluppa, partendo da dati e indici economico-patrimoniali e finanziari desunti dai bilanci, uno score che permette di elaborare una classificazione della clientela in diverse classi di rischio. Il rating esterno è anche raffrontato con rating interni elaborati da un sistema proprietario.
Per quanto attiene il rischio di controparte in contratti di natura finanziaria derivante dall'impiego della liquidità e dalle posizioni in contratti derivati, le sopra indicate "Linee Guida" 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 dalle Strutture di Finanza Operativa Eni, nonché da Eni Trading & Shipping limitatamente all'attività in derivati su commodity, in quanto, in funzione del modello accentrato, solo queste entità possono operare sui mercati finanziari ed essere quindi parte di un contratto di natura finanziaria. Nell'ambito dei massimali definiti per classe di rating, sono individuati per ciascuna Struttura di Finanza Operativa e per Eni Trading & Shipping gli elenchi nominativi delle controparti abilitate, assegnando a ciascuna un limite massimo di affidamento, che viene monitorato e controllato giornalmente. La situazione di criticità verificatasi sui mercati finanziari a partire dall'esercizio 2008 ha determinato l'adozione di più stringenti disposizioni quali la diversificazione del rischio e la rotazione delle controparti finanziarie e di selettività per le operazioni in strumenti derivati di durata superiore a tre mesi.
L'impresa non ha avuto casi significativi di mancato adempimento delle controparti. Al 31 dicembre 2009 non vi erano concentrazioni significative di rischio di credito.

Rischio 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 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 e di livelli percentuali minimi del rapporto tra indebitamento a medio-lungo termine su indebitamento totale e di quello tra indebitamento a tasso fisso sull'indebitamento totale a medio-lungo termine), garantisca un livello di liquidità adeguato per Eni, minimizzando il relativo costo opportunità e mantenga un equilibrio in termini di durata e di composizione del debito. Attraverso il sistema creditizio e i mercati dei capitali, Eni ha mantenuto accesso ad un'ampia gamma di fonti di finanziamento a costi competitivi nonostante il quadro di riferimento esterno, in cui permangono irrigidimenti del mercato del credito e tensioni degli spread applicati. Gli interventi realizzati in attuazione del "Piano Finanziario" hanno consentito di fronteggiare le fasi di maggior turbolenza dei mercati, privilegiando la raccolta cartolare e pianificando una maggior flessibilità delle forme di provvista. In particolare, nel corso dell'esercizio, sono stati emessi bond, riservati sia agli investitori istituzionali, con due emissioni da 1,5 miliardi di euro ciascuna, sia al mercato retail, per 2 miliardi di euro. Le policy sono state orientate, oltre che a garantire risorse finanziarie disponibili sufficienti a coprire gli impegni a breve e le obbligazioni in scadenza, anche ad assicurare la disponibilità di un adeguato livello di elasticità operativa per i programmi di sviluppo Eni; ciò perseguendo il mantenimento di un equilibrio in termini di durata e di composizione del debito e attraverso un'adeguata struttura degli affidamenti bancari, in particolare committed.
Allo stato attuale, la Società ritiene, attraverso la diversificazione delle fonti e la disponibilità di linee di credito, di avere accesso a fonti di finanziamento sufficienti a soddisfare le prevedibili necessità finanziarie.
Alla data di bilancio, Eni dispone di linee di credito non utilizzate a breve termine di 11.774 milioni di euro, di cui 2.241 milioni di euro committed, nonché linee di credito non utilizzate a lungo termine committed di 2.850 milioni di euro. Questi contratti prevedono interessi alle normali condizioni di mercato e commissioni di mancato utilizzo non significative. Eni ha in essere un programma di Medium Term Notes in base al quale il Gruppo può reperire sul mercato dei finanziamenti fino a 15 miliardi di euro di cui 9.211 milioni di euro già collocati al 31 dicembre 2009.
Il Gruppo mantiene uno standing creditizio elevato con rating Standard & Poor's AA- per il debito a lungo termine (outlook negative) e A-1+ per il breve e rating Moody's Aa2 (outlook negative) e P-1.
Nelle tavole 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.

Pagamenti futuri a fronte di passività finanziarie

Pagamenti futuri a fronte di debiti commerciali e altri debiti

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 a 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 tavola che segue sono rappresentati i pagamenti non attualizzati dovuti da Eni negli esercizi futuri a fronte delle principali obbligazioni contrattuali in essere.

Pagamenti futuri a fronte di obbligazioni contrattuali

Nel prossimo quadriennio Eni prevede di effettuare un programma di investimenti tecnici di 52,8 miliardi di euro. Nella tavola che segue sono rappresentati con riferimento alla data di bilancio gli investimenti a vita intera relativi ai progetti committed di maggiori dimensioni. 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.

Rischio Paese

Una parte notevole delle riserve di idrocarburi Eni è localizzata in Paesi al di fuori dell'Unione Europea e dell'America Settentrionale, alcuni dei quali possono essere politicamente o economicamente meno stabili.
Al 31 dicembre 2009 circa l'80% delle riserve certe di idrocarburi di Eni erano localizzate in tali Paesi. Analogamente, una parte notevole degli approvvigionamenti di gas di Eni proviene da Paesi al di fuori dell'Unione Europea o dell'America Settentrionale. Nel 2009 circa il 60% delle forniture di gas naturale di Eni proveniva da tali Paesi. Evoluzioni del quadro politico, crisi economiche, conflitti sociali interni possono compromettere in modo temporaneo o permanente la capacità di Eni di operare in condizioni economiche in tali Paesi, nonché di assicurarsi l'accesso alle riserve di idrocarburi e l'approvvigionamento di gas. Ulteriori rischi connessi all'attività in tali Paesi sono rappresentati da: (i) mancanza di un quadro legislativo stabile e incertezze sulla tutela dei diritti della compagnia straniera in caso di inadempienze contrattuali da parte di soggetti privati o Enti di Stato; (ii) sviluppi o applicazioni penalizzanti di leggi, regolamenti, modifiche contrattuali unilaterali che comportano la riduzione di valore degli asset Eni, disinvestimenti forzosi ed espropriazioni; (iii) restrizioni di varia natura sulle attività di esplorazione, produzione, importazione ed esportazione; (iv) incrementi della fiscalità applicabile; (v) conflitti sociali interni che sfociano in atti di sabotaggio, attentati, violenze e accadimenti simili. Ferma restando la loro natura imprevedibile, tali eventi possono accadere in ogni momento comportando impatti negativi sui risultati economico-finanziari attesi di Eni. Eni monitora periodicamente i rischi di natura politica, sociale ed economica dei circa 60 Paesi in cui ha investito o intende investire, al fine della valutazione economica-finanziaria degli investimenti di cui il rischio Paese è parte integrante.
Con riguardo alla valutazione degli investimenti dell'upstream il rischio Paese è mitigato attraverso l'utilizzo di disposizioni di gestione del rischio definite nella procedura "Project risk assessment and management". Va peraltro segnalato che nel recente passato modifiche penalizzanti del quadro normativo, in particolare quello di natura fiscale, si sono verificate o sono state annunciate anche in Paesi dell'UE e dell'America Settentrionale.

Rischio operation

Le attività industriali svolte da Eni in Italia e all'estero sono soggette al rispetto delle norme e dei regolamenti validi all'interno del territorio in cui opera, comprese le leggi che attuano protocolli o convenzioni internazionali.
In particolare, le attività Eni sono soggette ad autorizzazione e/o acquisizione di permessi, che richiedono il rispetto delle norme vigenti a tutela dell'ambiente, della salute e della sicurezza.
Per la tutela dell'ambiente, le norme in generale prevedono il controllo e il rispetto dei limiti di emissione di sostanze inquinanti in aria, acqua e suolo e la corretta gestione dei rifiuti prodotti. In habitat particolare, il rispetto della biodiversità è un requisito richiesto durante l'attività di prospezione, di ricerca e di produzione di idrocarburi.
Il non rispetto delle norme vigenti comporta sanzioni di natura penale e/o civile a carico dei responsabili e, in alcuni casi di violazione della normativa sulla salute e sicurezza, a carico delle Aziende, secondo un modello europeo di responsabilità oggettiva dell'impresa recepito anche in Italia (D. Lgs. 231/01).
Le normative in materia di ambiente, salute e sicurezza hanno un impatto notevole sulle attività di Eni e gli oneri e costi associati alle necessarie azioni da mettere in atto per adempiere agli obblighi previsti costituiscono una voce di costo significativa negli attuali esercizi e in quelli futuri. Soprattutto in Italia, la recente normativa relativa alla salute e sicurezza sul luogo di lavoro (D. Lgs. 81/08) e i  successivi aggiornamenti (D. Lgs. 106/09) hanno introdotto nuovi obblighi che impatteranno sulla gestione delle attività nei siti di Eni e in particolare nel rapporto con i contrattisti. Inoltre, sono notevoli le ripercussioni sui modelli di allocazione delle responsabilità. In particolare, la normativa ha enfatizzato il valore di modelli organizzativi e di gestione certificati, attribuendo a questi efficacia esimente della responsabilità amministrativa dell'impresa, in caso di violazioni delle disposizioni legislative riguardanti la salute e la sicurezza sul luogo di lavoro.
Eni si è dotata di Linee Guida HSE finalizzate alla garanzia della sicurezza e della salute dei dipendenti, delle popolazioni, dei contrattisti e dei clienti nonché alla salvaguardia dell'ambiente e alla tutela dell'incolumità pubblica, tali linee guida, oltre ad imporre di operare nel pieno rispetto della normativa vigente, promuovono l'adozione di principi, standard e soluzioni che costituiscano le best practice industriali. Il vigente processo continuo di individuazione, valutazione e mitigazione dei rischi è alla base della gestione HSE in tutte le fasi di attività di ciascuna unità di business e si attua attraverso l'adozione di procedure e sistemi di gestione che tengono conto della specificità delle attività stesse e dei siti in cui si sviluppano e del costante miglioramento degli impianti e dei processi. Inoltre l'attività di codificazione e procedurizzazione delle fasi operative consente di raggiungere, con sempre maggiore efficacia, il risultato di una riduzione del rischio industriale connesso all'errore umano nella gestione dell'impianto.
Le eventuali emergenze operative che possono avere impatto su asset, persone e ambiente sono gestite dalle unità di business a livello di sito, con una propria organizzazione che dispone per ciascun possibile scenario un piano di risposta con le azioni che occorre attivare per limitare i danni, e con l'individuazione dei ruoli e delle risorse deputate all'attuazione. In caso di emergenze di maggiore rilievo i siti di Eni nel mondo sono coadiuvati dall'Unità di Crisi Eni che supporta la Divisione/Società coinvolta nell'emergenza, attraverso un team specialistico che ha il compito di coordinare l'apporto di risorse, mezzi e attrezzature interni e/o esterni a Eni, promuovendone la disponibilità nel più breve tempo possibile.
L'approccio integrato alle problematiche di salute, sicurezza e ambiente è favorito dall'applicazione, a tutti i livelli delle Divisioni e Società Eni, di un Sistema di Gestione HSE che trova il suo riferimento metodologico nel Modello di Sistema di Gestione HSE Eni. Basato su un ciclo annuale di pianificazione, attuazione, controllo, riesame dei risultati e definizione dei nuovi obiettivi, esso è orientato alla prevenzione e protezione dei rischi, al monitoraggio sistematico e al controllo delle performance HSE secondo un ciclo di miglioramento continuo (Deming).
Progressivamente Eni sta andando a copertura totale delle certificazioni dei siti operativi. Le realtà industriali e commerciali della divisione R&M sono tutte certificate ISO 14001 e sei siti registrati EMAS, nel settore petrolchimico gli stabilimenti hanno acquisito congiuntamente le certificazioni ISO 14001, OHSAS 18001 e EMAS. Le centrali di Enipower sono certificate EMAS. Gli altri settori sono prevalentemente certificati ISO14001 e OHSAS 18001.
Il sistema di controllo dei rischi operativi HSE è basato sul monitoraggio degli indicatori HSE (con cadenza trimestrale, semestrale e annuale) e un piano di audit secondo un modello su tre livelli (HSOE Corporate, HSE di unità di business e di sito) così articolato:
- Audit interne di sistemi di gestione (condotte da personale interno o terzi);
- Audit di certificazione/mantenimento /rinnovo di sistemi di gestione con frequenza annuale effettuate da un ente certificatore;
- Verifiche di conformità alle normative vigenti in materia HSE;
- Audit specifiche per tematiche mirate (es. audit a seguito di segnalazioni/eventi/infortuni/incidenti).
Eni si è dotata di un modello di Area Professionale HSE per la gestione dei ruoli e delle conoscenze delle risorse e dispone di un sistema di formazione avanzato per il personale HSE che ha l'obiettivo di:
- favorire comportamenti coerenti ai principi e alle Linee Guida in materia e il controllo dei rischi HSE;
- guidare il processo di crescita culturale, professionale e manageriale su questi temi di tutti coloro che lavorano in e per Eni;
- promuovere il knowledge sharing.

La possibile evoluzione del mercato italiano del gas

Si rinvia alla specifica sezione rischi nell'andamento operativo del settore Gas & Power.

Rischi specifici dell'attività di ricerca e produzione di idrocarburi

Le attività di ricerca, sviluppo e produzione di idrocarburi comportano elevati investimenti e sono soggette a particolari rischi di carattere economico e naturale, compresi quelli relativi alle caratteristiche fisiche dei giacimenti di petrolio e di gas. L'attività esplorativa presenta il rischio dell'esito negativo della ricerca di idrocarburi che si verifica in presenza di pozzi sterili o di scoperta di quantitativi di idrocarburi privi dei requisiti di commerciabilità.
Inoltre, tra la fase esplorativa e le successive fasi di sviluppo e di commercializzazione delle riserve scoperte, è normalmente necessario un rilevante periodo di tempo durante il quale la redditività del progetto è esposta alla volatilità del prezzo del petrolio e all'aumento dei costi di sviluppo e produzione; tale periodo di tempo è particolarmente rilevante per i progetti di sviluppo da realizzare in ambienti complessi quali l'offshore profondo e le aree remote, nei quali Eni è impegnata in modo rilevante.

Rischi connessi alla ciclicità del settore oil&gas

La recessione economica globale e la riduzione dell'attività produttiva che si è verificata a cavallo tra il 2008 e buona parte del 2009 hanno determinato la marcata flessione della domanda di energia con il conseguente impatto negativo sulle quotazioni delle principali commodity energetiche. Pur in presenza di deboli fondamentali (domanda reale, livello scorte), i prezzi del petrolio hanno registrato a partire dalla metà del 2009 un'inversione di tendenza sostenuta dalle aspettative di ripresa del ciclo economico e dai tagli OPEC, attestandosi a fine anno in una fascia di prezzo compresa tra i 70-80 dollari/barile. La volatilità dei prezzi del petrolio rappresenta una criticità per la sostenibilità dei programmi di investimento delle oil&gas company, tenuto conto dei lunghi tempi di realizzazione e del processo di valutazione e realizzazione. La redditività dei progetti è esposta all'andamento dei prezzi del petrolio che potrebbero attestarsi su livelli inferiori rispetto a quelli ipotizzati in sede di valutazione. Eni, al pari di altre compagnie petrolifere internazionali, adotta scenari di prezzo di lungo termine nella valutazione degli investimenti, definiti sulla base della migliore stima dei fondamentali di domanda e offerta. Questo supporta il conseguimento dei target attesi di redditività dei progetti anche in fasi di contrazione del ciclo petrolifero.
Per il quadriennio 2010-2013 per il quale è stato previsto un prezzo di lungo termine di 65 dollari/barile (termini reali 2013), Eni prevede un programma di investimenti di 52,8 miliardi di euro, di cui 37,7 miliardi (71%) dedicati alla ricerca e sviluppo delle riserve di petrolio e gas che evidenzia un incremento non sostanziale (+8%) rispetto alla precedente manovra quadriennale varata nella fase di minimo del ciclo. I principali motivi di incremento dei costi sono: (i) lo sviluppo di nuovi progetti (in particolare in Iraq, Venezuela e progetti offshore angolano) che assicureranno il contributo alla crescita produttiva oltre l'orizzonte di piano; (ii) la sostanziale tenuta dei costi di approvvigionamento di materiali e servizi specialistici per l'industria petrolifera rispetto alle previsioni del piano precedente di un  sensibile ridimensionamento, tenuto conto che lo scenario petrolifero ha dimostrato una certa resistenza nel contesto recessivo globale e che le compagnie petrolifere non hanno ridotto gli investimenti in misura apprezzabile.
Questi effetti sono parzialmente assorbiti dall'effetto della svalutazione del dollaro.
La volatilità del prezzo del petrolio rappresenta un elemento di incertezza anche per il rimpiazzo delle riserve.
Infatti, la variazione del prezzo innesca due fattori contrapposti di revisione delle riserve certe di idrocarburi.
Il primo è dato dalle minori o maggiori riserve iscritte a fronte dei contratti di production sharing (PSA) dove a parità di costi sostenuti per lo sviluppo di un giacimento, la quota di riserve destinata al recupero dei costi e alla remunerazione del contrattista diminuisce all'aumentare del prezzo del barile e viceversa. L'altro fattore è rappresentato dalle maggiori o minori riserve iscritte sulle code di produzione che normalmente sono commerciabili a certi livelli di prezzo e non lo sono a livelli di prezzo significativamente più bassi rispetto a quelli utilizzati per la loro valutazione originale.
Per quanto riguarda gli altri settori di business Eni, nel settore Gas&Power è prevista per il 2010 una modesta ripresa della domanda europea e nazionale di gas dopo la rilevante flessione del 2009. Il permanere di questa situazione di scarsa dinamicità della domanda unitamente ai progetti di espansione della capacità di importazione realizzati da Eni e da operatori terzi e ai provvedimenti normativi di gas release recentemente adottati rappresentano fattori di rischio per i margini commerciali del settore Gas&Power e potranno eventualmente comportare il ritiro di quantità di gas inferiori ai volumi minimi contrattualmente previsti, con la conseguente necessità di corrispondere anticipi ai fornitori da recuperare negli esercizi futuri con l'aumento dei consumi al verificarsi di una ripresa più solida della domanda di gas. Per ulteriori informazioni si rinvia alla specifica sezione sui rischi nell'Andamento Operativo del settore Gas&Power.
I settori Refining & Marketing e Petrolchimica sono particolarmente esposti alla volatilità del ciclo economico considerati i deboli fondamentali delle rispettive industrie di appartenenza caratterizzate da eccesso di capacità, elevata pressione competitiva, basse barriere all'entrata e prodotti commoditizzati. Inoltre questi settori sono esposti alla volatilità del prezzo del petrolio i cui aumenti si trasferiscono solo con un certo ritardo sui prezzi dei prodotti derivati. Pertanto in situazioni di prezzi crescenti della carica petrolifera, i margini dei prodotti petroliferi e petrolchimici sono penalizzati.
In chiave previsionale, il management non ipotizza nel 2010 un rapido rientro dei fattori di debolezza che hanno penalizzato le performance operative di questi settori nel 2009. I margini di raffinazione nel 2009 hanno registrato un calo significativo di circa il 50% sul Brent e circa il 60% su di un paniere di greggi leggeri e pesanti, scendendo al di sotto del livello di break-even, per effetto:
(i) del calo dei prezzi dei prodotti petroliferi in funzione della minore domanda e dell'elevato livello delle scorte, in particolare ha pesato la crisi del gasolio il cui spread sulla materia prima è diminuito in misura drastica; (ii) degli aumenti repentini del costo della carica nei mesi primaverili non guidati da una ripresa dei fondamentali che quindi il settore non è stato in grado di trasferire sui prezzi finali; (iii) del restringimento del differenziale di mercato tra greggi leggeri e pesanti che ha penalizzato la redditività delle raffinerie Eni dotate di un'elevata capacità di conversione. Allo stato non è prevedibile un'inversione di tendenza di questi fattori almeno sul breve termine.
Per quanto riguarda il settore petrolchimico Eni, nonostante le azioni intraprese di contenimento dei costi fissi e di consolidamento della struttura industriale funzionale al rafforzamento delle aree di vantaggio competitivo, il ritorno del settore al pareggio operativo è ottenibile solo in presenza di una generale ripresa del ciclo economico che almeno sul breve termine rimane incerta.
Da questo quadro si distingue il settore Ingegneria & Costruzioni che mantiene costanti portafoglio ordini e redditività, grazie a una presenza articolata in diversi settori di mercato e a un buon posizionamento nelle aree di frontiera, tradizionalmente meno esposte alle ciclicità del mercato. L'entrata in operatività fra il 2010 e il 2011 di nuovi e distintivi asset, la dimensione del portafoglio ordini, la sua qualità e la buona efficienza operativa raggiunta, consentono di prevedere che per il medio termine un ulteriore significativo rafforzamento del posizionamento competitivo di Saipem.