San Donato Milanese, 10 Novembre 2006 - Il Consiglio di Amministrazione di Eni ha esaminato ieri sera i risultati del terzo trimestre e dei primi nove mesi 2006 (non sottoposti a revisione).

Paolo Scaroni, Chief Executive Officer, ha commentato così i risultati del trimestre:
"I risultati del terzo trimestre mi rendono fiducioso che Eni confermi sull'intero anno una redditività eccellente. Tutti i settori di business hanno migliorato la propria performance operativa in un contesto di mercato di alti prezzi del greggio".

Highlights finanziari del terzo trimestre

• l'utile operativo adjusted (5,13 miliardi di euro) aumenta del 15,3% per la migliore performance operativa in tutti i settori di business;
• l'utile netto adjusted (2,62 miliardi di euro) aumenta del 7,1% a seguito dell'incremento dell'utile operativo, i cui effetti sono stati parzialmente assorbiti dalla crescita di 4,3 punti percentuali del tax rate adjusted di Gruppo (dal 44,5% al 48,8%);
•  il flusso di cassa netto da attività di esercizio^[4] di 4,56 miliardi di euro ha consentito di coprire i fabbisogni connessi agli investimenti tecnici di 1,84 miliardi di euro e di ridurre l'indebitamento finanziario netto di 2,54 miliardi di euro. Nel trimestre sono state acquistate 6,83 milioni di azioni proprie per un costo di 158 milioni di euro;
• il leverage^[5] - rapporto tra indebitamento finanziario netto^[5] e patrimonio netto compresi gli interessi di terzi azionisti - si riduce dallo 0,27 al 31 dicembre 2005 allo 0,09 al 30 settembre 2006;
• la redditività del capitale investito (ROACE)^[5] calcolata sul periodo di dodici mesi al 30 settembre 2006 raggiunge il 21,8%.

Highlights  operativi e di scenario

• produzione di idrocarburi nel trimestre: 1,71 milioni di boe/giorno stabile rispetto al terzo trimestre 2005. Se si escludono gli effetti della perdita della produzione del giacimento Daciòn in Venezuela (-62 mila barili/giorno) - a causa della risoluzione unilaterale da parte della compagnia petrolifera di Stato (PDVSA) del contratto di servizio con effetto dal 1° aprile 2006 - e della minore attribuzione di produzione nei Production Sharing Agreement(PSA)^[6] e nei contratti di buy-back dovuta all'aumento del prezzo del barile (-16 mila barili/giorno), si determina un tasso di crescita del 4,2%. In particolare la produzione è aumentata in Libia, Angola ed Egitto;
• volumi venduti di gas naturale in Europa nel trimestre: 18,91 miliardi di metri cubi, in aumento dell'7,6% per effetto essenzialmente della crescita nei mercati target e del build-up delle forniture di gas libico;
• scenario favorevole caratterizzato dall'aumento del prezzo del Brent (+12,9%) e dei margini di vendita del gas naturale e dei prodotti, i cui effetti positivi sono stati parzialmente attenuati dall'apprezzamento dell'euro rispetto al dollaro (4,4%). In particolare i margini di raffinazione realizzati da Eni sono andati in contro tendenza rispetto al marker di mercato (-39,2% il margine di raffinazione Brent) per effetto della maggiore redditività del pool di greggi approvvigionato.
  

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 ed Egitto per effetto dell'entrata a regime della produzione dei giacimenti avviati nel 2005 e degli avvii effettuati nel 2006. Il risultato produttivo dell'anno risentirà della perdita della produzione del giacimento venezuelano di Daciòn, delle fermate di impianti in Nigeria per effetto delle tensioni locali, nonché del declino naturale dei giacimenti maturi in particolare in Italia. 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 6% (94 miliardi di metri cubi nel 2005) per effetto dell'incremento atteso nei mercati del resto d'Europa, in particolare, Penisola Iberica, Germania e Austria, Turchia e Francia;
• produzione venduta di energia elettrica: in aumento di oltre il 9% (22,77 terawattora nel 2005) per effetto dell'entrata a regime di nuovi gruppi di potenza le cui maggiori produzioni saranno parzialmente assorbite dagli effetti della maggiore attività di manutenzione;
•  lavorazioni in conto proprio: in lieve flessione per effetto essenzialmente della maggiore attività di manutenzione. È previsto il pieno impiego della capacità bilanciata;
• vendite di prodotti petroliferi: in Italia le vendite sulla rete a marchio Agip sono previste in lieve flessione. Nel resto d'Europa prosegue il trend di crescita dei volumi: in particolare sono previste maggiori vendite in Germania, Spagna, Austria e Francia, anche per effetto della realizzazione/acquisto di stazioni di servizio.

 Nel 2006 sono previsti investimenti tecnici di 8,7 miliardi di euro in crescita del 17% 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 (+84,5%) per effetto della realizzazione di una nuova unità FPSO[7] e del potenziamento dei mezzi e delle strutture logistiche. La riduzione rispetto alla previsione indicata nella seconda trimestrale 2006 (9,1 miliardi di euro) riflette i minori investimenti attesi nei settori: (i) Exploration & Production, a causa dello slittamento di progetti di sviluppo; (ii) Refining & Marketing per i ritardi di spesa dei progetti nella raffinazione.

L'indebitamento finanziario netto a fine 2006 è atteso in aumento rispetto al 30 settembre per effetto essenzialmente del fabbisogno finanziario previsto per gli investimenti tecnici (circa 3,8 miliardi di euro), del pagamento dell'acconto sul dividendo 2006 di 0,60 euro per azione (2,2 miliardi di euro), nonché della prosecuzione del programma di acquisto di azioni proprie. Il management Eni prevede che a fine esercizio il leverage si attesti intorno allo 0,2.

(1) Per la definizione e la riconduzione dell'utile operativo e dell'utile netto "adjusted" v. il paragrafo "Riconduzione dell'utile operativo e dell'utile netto a quelli a valori correnti e adjusted".
(2) Utile di competenza Eni.
(3) Interamente diluito. L'ammontare in dollari è convertito sulla base del cambio medio di periodo rilevato dalla BCE.
(4) V. disclaimer alla fine di questa sezione.
(5) In questo comunicato apposite note esplicative illustrano contenuto e significato degli indicatori alternativi di performance in linea con la raccomandazione del CESR/05-178b. Per il Leverage, l'indebitamento finanziario netto v. pag. 21; per il ROACE v. pag. 23.
(6) 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
(7) Floating Production Storage Offloading: sistema galleggiante di produzione, stoccaggio e trasbordo degli idrocarburi.

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 dell'Eni, quali i prezzi e i margini degli idrocarburi e dei prodotti derivati, l'utile operativo e la variazione dell'indebitamento finanziario netto dei primi nove mesi 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", relative a: piani di investimento, dividendi e riacquisto di azione proprie, allocazione dei flussi di cassa futuri generati dalla gestione, evoluzione della struttura finanziaria, performance gestionali future, obiettivi di crescita delle produzioni e delle vendite, esecuzione dei progetti. I forward-looking statements hanno per loro natura una componente di rischiosità e di incertezza perché 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 settembre 2006, non sottoposta a revisione contabile, sono anche disponibili sul sito Internet Eni: all'indirizzo www.eni.it .