San Donato Milanese, 28luglio 2006 - Il Consiglio di Amministrazione di Eni ha esaminatoieri sera i risultati del primo semestre e del secondo trimestre2006 (non sottoposti a revisione contabile).

(1)Utile di competenza Eni.
(2) Per la definizione degli utili adjusted,che escludono l'utile/perdita di magazzino e gli specialitem, v.la premessa alla tabella Riconduzione degli utili reporteda quelli a valori correnti e adjusteda pagina 12.

Highlight finanziari

Semestre:

• l'utile operativo adjusted (10,59 miliardi di euro) è aumentato del 29,4% a seguito in particolare del rilevante incremento registrato nel settore Exploration & Production (+53,8%)

• l'utile netto adjusted (5,44 miliardi di euro) è aumentato del 23,3% a seguito dell'incremento dell'utile operativo, i cui effetti sono stati parzialmente assorbiti dalla crescita di 3,7 punti percentuali del tax rate adjusted di Gruppo (dal 44,7% al 48,4%)

• il flusso di cassa netto da attività di esercizio³ di 10,48miliardi di euro ha consentito di coprire i fabbisogni connessiagli investimenti tecnici e in partecipazioni di 3,12 miliardi dieuro, al pagamento dei dividendi e all'acquisto di azioni proprierispettivamente di 2.401 e 978 milioni di euro, nonchè di ridurre l'indebitamento finanziario netto di 4,08 miliardi dieuro

• il leverage - rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto compresi gli interessi di terzi azionisti - passa dallo 0,27 al 31 dicembre 2005 allo 0,16 al 30 giugno 2006
  

Trimestre:

• l'utile operativo adjusted (5,05 miliardi di euro) è aumentato del 31,9% a seguito in particolare del rilevante incremento registrato nei settori Exploration & Production (+45,4%), Gas & Power (+24%) e Ingegneria e Costruzioni (+150,9%)

• l'utile netto adjusted (2,48 miliardi di euro) è aumentato del 22,7% a seguito dell'incremento dell'utile operativo, i cui effetti sono stati parzialmente assorbiti dalla crescita di 3,6 punti percentuali del tax rate adjusted di Gruppo (dal 46,8% al 50,4%)

Interim dividend 2006 secondo la best practice internazionale di reporting

Sulla base dell'esame dei risultati del primo semestre 2006 e in linea con la best practice internazionale di reporting, l'Amministratore Delegato intende proporre al Consiglio di Amministrazione del 21 settembre programmato per l'approvazione della Relazione semestrale la distribuzione agli azionisti di un acconto dividendo di 0,60 euro per azione (0,45 euro nel 2005, +33,3%) da mettere in pagamento a partire dal 26 ottobre 2006 con stacco cedola il 23 ottobre 2006.

Highlight operativi e di scenario

• attività esplorativa: nel semestre sono state effettuate scoperte di idrocarburi in Italia, Angola, Nigeria, Congo, Algeria, Egitto, Libia, Croazia, Australia, Regno Unito, Norvegia e USA. Sono state ottenute licenze esplorative relative ad aree onshore e offshore di Angola, Congo, Egitto, Pakistan, Australia, Venezuela, Brasile, Norvegia e USA (Golfo del Messico e Alaska) e, come nuovi Paesi, Mozambico e Timor Est, per una superficie complessiva lorda di circa 51.000 chilometri quadrati (di cui il 99% in qualità di operatore)

• produzione di idrocarburi nel semestre: 1,79 milioni di boe/giorno con una crescita del 4,3% conseguita interamente per linee interne, in particolare in Libia, Angola ed Egitto. La crescita si eleva al 6,1% se si esclude l'effetto prezzo nei Production Sharing Agreement⁴ (PSA) e nei contratti di buy-back. La performance produttiva risente dell'impatto della risoluzione unilaterale da parte della compagnia petrolifera di Stato venezuelana PDVSA del contratto di servizio relativo alle attività minerarie nell'area di Daciòn avvenuta con effetto dal 1° aprile 2006, delle fermate di impianti in Nigeria per effetto di tensioni locali, dell'ancora parziale recupero della produzione nel Golfo del Messico dopo la stagione degli uragani nel secondo semestre 2005, nonché di problemi tecnici agli impianti di produzione verificatisi in Norvegia, Italia e Kazakhstan. Questi fenomeni hanno penalizzato in particolare la produzione del secondo trimestre (1,75 milioni di boe/giorno) che è diminuita del 4,3% rispetto al primo trimestre 2006 (+1,3% rispetto al secondo trimestre 2005)

• volumi venduti di gas naturale in Europa nel semestre: 51,82 miliardi di metri cubi, in crescita del 6,4% per effetto dell'incremento del numero dei clienti serviti

• scenario caratterizzato dall'aumento del prezzo del Brent del 32,6% e dal deprezzamento del 4,4% dell'euro rispetto al dollaro, i cui effetti positivi sono stati parzialmente assorbiti dalla flessione del margine di raffinazione sul Brent del 21% e dei margini dei prodotti petrolchimici. I margini di vendita del gas naturale sono diminuiti per effetto essenzialmente del regime regolatorio della delibera n. 248/2004 dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas, i cui effetti sono stati parzialmente attenuati dall'andamento favorevole dei parametri energetici presi a riferimento per la determinazione dei prezzi di vendita e di acquisto del gas naturale, in particolare nel secondo trimestre, connesso anche al differente periodo temporale di riferimento dei contratti. Nel secondo semestre dell'esercizio l'impatto sui margini del regime regolatorio istituito con la delibera n. 248/2004 sarà attenuato dagli effetti della delibera n. 134 approvata dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas il 28 giugno u.s.

Evoluzione prevedibile della gestione

Le previsioni sull'andamento nel 2006 delle produzioni e delle vendite dei principali settori di attività di Eni sono le seguenti:

- produzione giornaliera di idrocarburi: in crescita rispetto al 2005 (1,74 milioni di boe/giorno). L'aumento della produzione sarà realizzato all'estero, essenzialmente in Libia, Angola, Egitto, Nigeria e Norvegia per effetto dell'entrata a regime della produzione dei giacimenti avviati nel 2005 e degli avvii effettuati nel 2006. Questi incrementi saranno parzialmente assorbiti, oltre che dal declino naturale dei giacimenti maturi: (i) dalla minor produzione in Venezuela dopo la risoluzione unilaterale da parte della compagnia petrolifera di Stato PDVSA del contratto di servizio relativo alle attività minerarie nell'area di Daciòn avvenuta con effetto dal 1° aprile 2006; (ii) dalle fermate di impianti in Nigeria per effetto delle tensioni locali; (iii) dall'ancora parziale recupero della produzione nel Golfo del Messico dopo la stagione degli uragani; nonché (iv) dai problemi tecnici agli impianti di produzione verificatisi in Italia, Norvegia e Kazakhstan. A fronte degli eventi non prevedibili in Nigeria e Venezuela, il tasso di incremento annuo della produzione si collocherà a circa il 3% assumendo uno scenario di riferimento del prezzo medio del Brent per il 2006 di circa 55 dollari/barile;

- volumi venduti di gas naturale in Europa: in aumento di oltre il 5% (94 miliardi di metri cubi nel 2005) per effetto dell'incremento atteso nei mercati del resto d'Europa, in particolare Germania e Austria, Penisola Iberica, Turchia e Francia;

- produzione venduta di energia elettrica: inaumento di oltre il 9% (22,77 terawattora nel 2005) per effettodell'avvio/entrata a regime di nuovi gruppi di potenza presso isiti di Brindisi e di Mantova, le cui maggiori produzioni sarannoparzialmente assorbite dagli effetti delle manutenzioni programmatenelle centrali di Ravenna e Ferrera Erbognone;

- lavorazioni in conto proprio: in lieve flessione per effetto essenzialmente delle manutenzioni programmate nelle raffinerie di Sannazzaro e Livorno, a fronte degli aumenti attesi su Gela e Venezia. é previsto il pieno impiego della capacità bilanciata;

- vendite di prodotti petroliferi: in Italia le vendite sulla rete a marchio Agip sono previste sostanzialmente stabili. Nel resto d'Europa prosegue il trend di crescita dei volumi: in particolare sono previste maggiori vendite in Spagna, Francia ed Europa Centro Orientale, anche per effetto della realizzazione/acquisto di stazioni di servizio.

Nel 2006 sono previsti investimenti tecnici di 9,1 miliardi di euro in crescita del 23% rispetto al 2005, di cui circa il 90% riguarderà i settori Exploration & Production, Gas & Power e Refining & Marketing. I principali aumenti sono attesi nella ricerca esplorativa e nello sviluppo delle riserve di idrocarburi, nella raffinazione e nel potenziamento delle infrastrutture di importazione e di trasporto del gas naturale. E' previsto in aumento anche il settore Ingegneria e Costruzioni (+82%) per effetto della realizzazione di una nuova unità FPSO⁵ e del potenziamento dei mezzi e delle strutture logistiche. La riduzione rispetto alla previsione indicata nella prima trimestrale 2006 (9,7 miliardi di euro) è dovuta essenzialmente alla differente assunzione del rapporto di cambio euro/dollaro.

Paolo Scaroni, CEO Eni, ha commentato così i risultati del primo semestre:

"Nel primo semestre Eni ha conseguito eccellenti risultati operando in un contesto caratterizzato da elevate quotazioni del greggio, da un significativo aumento della nostra produzione di idrocarburi e dalla sensibile crescita della domanda europea di gas. Sono fiducioso che il 2006 sarà per Eni un altro anno positivo ed è per questo che intendo proporre al CdA del 21 settembre un acconto sul dividendo 2006 di 0,60 euro per azione"

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Disclaimer

In relazione alla stagionalità nella domanda di gas naturale e di alcuni prodotti petroliferi e all'andamento delle variabili esogene che influenzano la gestione operativa di Eni, quali i prezzi e i margini degli idrocarburi e dei prodotti derivati, l'utile operativo e la variazione dell'indebitamento finanziario netto del semestre non possono essere estrapolati per l'intero esercizio.

Questo comunicato stampa contiene dichiarazioni previsionali ("forward-looking statements"), in particolare nella sezione "Evoluzione prevedibile della gestione". I forward-looking statements hanno per loro natura una componente di rischiosità e di incertezza perchè dipendono dal verificarsi di eventi e sviluppi futuri. I risultati effettivi potranno differire in misura anche significativa rispetto a quelli annunciati in relazione a una molteplicità di fattori, tra cui: l'avvio effettivo di nuovi giacimenti di petrolio e di gas naturale, la capacità del management nell'esecuzione dei piani industriali e il successo nelle trattative commerciali, l'evoluzione futura della domanda, dell'offerta e dei prezzi del petrolio, del gas naturale e dei prodotti petroliferi, le performance operative effettive, le condizioni macroeconomiche generali, fattori geopolitici quali le tensioni internazionali e l'instabilità socio-politica e i mutamenti del quadro economico e normativo in molti dei Paesi nei quali Eni opera, l'impatto delle regolamentazioni dell'industria degli idrocarburi, del settore dell'energia elettrica e in materia ambientale, il successo nello sviluppo e nell'applicazione di nuove tecnologie, cambiamenti nelle aspettative degli stakeholder e altri cambiamenti nelle condizioni di business, l'azione della concorrenza.

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Il presente comunicato e la relazione trimestrale al 30 giugno 2006, non sottoposta a revisione contabile, sono anche disponibili sul sito Internet Eni all'indirizzo www.eni.it.

(3) V. disclaimer alla fine di questa sezione.
(4) Nei Production Sharing Agreement la compagnia petrolifera di Stato (committente) incarica la compagnia petrolifera internazionale (contrattista) di eseguire lavori di esplorazione e produzione. In caso di successo il contrattista, che si assume il rischio minerario e finanziario dell'iniziativa, recupera gli investimenti e i costi sostenuti nell'anno con una quota di produzione (Cost Oil) che varia al variare del prezzo del petrolio. Inoltre in alcuni contratti la variazione del prezzo influenza anche la quota di produzione destinata alla remunerazione del contrattista (Profit Oil). Analoghi effetti si producono nei contratti di buy-back.
(5) Floating Production Storage Offloading: sistema galleggiante di produzione, stoccaggio e trasbordo degli idrocarburi.