San Donato Milanese, 23 febbraio 2007 - Il Consiglio di Amministrazione di Eni ha esaminato ieri sera i risultati consolidati del quarto trimestre e del preconsuntivo 2006 (non sottoposti a revisione contabile).
Paolo Scaroni, Amministratore Delegato, ha commentato:
"È stato un anno record grazie al continuo miglioramento della nostra performance operativa e ai progressi fatti nell'attuazione della nostra strategia in un mercato favorevole. Sono particolarmente soddisfatto della redditività complessiva conseguita per i nostri azionisti nel 2006 che, al 14,8%, è tra le più alte del settore. Il nostro approccio disciplinato alla crescita è alla base dei nostri eccellenti risultati che assicurano nel lungo termine rendimenti attrattivi per i nostri azionisti".

(1) Per la definizione e la riconduzione dell'utile operativo e dell'utile netto "adjusted", che esclude l'utile/perdita di magazzino e gli special item, v. il paragrafo "Riconduzione dell'utile operativo e dell'utile netto a quelli adjusted" a pag 19.
(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) Un ADS rappresenta 2 azioni.

(a) La redditività complessiva per l'azionista (Total Shareholder Return) misura il rendimento complessivo di un'azione, calcolato su base annua, tenuto conto sia della variazione della quotazione (rapporto tra la quotazione di inizio anno e quotazione di fine anno) sia dei dividendi distribuiti e reinvestiti nell'azione alla data di stacco cedola.

Highlight finanziari

Quarto trimestre 2006

• L'utile netto adjusted (€2,35 miliardi) registra una lieve flessione (-1,7%) rispetto al quarto trimestre 2005. L'utile operativo adjusted di €4,78 è diminuito del 3,1% per effetto dell'impatto negativo dell'apprezzamento dell'8,5% dell'euro rispetto al dollaro, dei maggiori costi di ricerca esplorativa e della debole performance dell'attività di raffinazione, a fronte del buon andamento dei settori Gas & Power e Petrolchimica;
• l'indebitamento finanziario netto è aumentato di €2,91 miliardi per effetto dei fabbisogni finanziari connessi agli investimenti tecnici di €2,94 miliardi, al pagamento dell'acconto sul dividendo 2006 di €2,21 miliardi e all'acquisto di 4,33 milioni azioni proprie al costo di €105 milioni, a fronte del flusso di cassa netto da attività di esercizio 5 di €1,78 miliardi e delle differenze positive di cambio.

 Esercizio 2006

• Ricavi a €86,10 miliardi (+16,8%);
• l'utile netto adjusted (€10,41 miliardi) è aumentato del 12,5% per effetto della migliore performance operativa (+16,7% l'utile operativo adjusted a €20,49), parzialmente assorbita dalla crescita di 2,7 punti percentuali del tax rate adjusted di Gruppo (dal 46% al 48,7%);
• il flusso di cassa netto da attività di esercizio di €17 miliardi ha consentito di coprire i fabbisogni finanziari connessi agli investimenti tecnici di €7,83 miliardi, alla distribuzione di €5,85 miliardi agli azionisti sotto forma di dividendi e di acquisto di azioni proprie nonché, unitamente alle differenze positive di cambio, di ridurre l'indebitamento finanziario netto di €3,71 miliardi;
• acquisto azioni proprie: nell'anno sono state acquistate 53,13 milioni di azioni proprie al costo di €1.241 milioni. Dall'inizio del programma di buy-back, sono state acquistate, al costo di €5.512 milioni, 335 milioni di azioni proprie, comportando la riduzione di circa l'8% del numero delle azioni in circolazione e l'incremento di pari ammontare dell'EPS del 2006;
• il leverage⁶ – rapporto tra indebitamento finanziario netto⁶ e patrimonio netto compresi gli interessi di terzi azionisti – si riduce dallo 0,27 al 31 dicembre 2005 allo 0,16 al 31 dicembre 2006;
• la redditività del capitale investito (ROACE)⁶ calcolata su base adjusted raggiunge il 22,7% (20,5% nel 2005).

Dividendo 2006

Il Consiglio di Amministrazione intende proporre all'Assemblea degli azionisti, la distribuzione di un dividendo di €1,25 per azione 7 (€1,10 nel 2005, +13,6%), di cui €0,60 distribuiti nell'ottobre 2006 a titolo di acconto. Il dividendo a saldo di €0,65 per azione sarà messo in pagamento a partire dal 21 giugno 2007 con stacco cedola il 18 giugno 2007.

(5) V. disclaimer alla fine di questa sezione.
(6) 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 e l'indebitamento finanziario netto v. pag. 28; per il ROACE v. pag. 29.
(7) Al dividendo non compete alcun credito di imposta e, a seconda dei percettori, è soggetto a ritenuta alla fonte a titolo di imposta o concorre in misura parziale alla formazione del reddito imponibile.

Highlights operativi e di scenario

Quarto trimestre 2006

• Produzione di idrocarburi: 1,8 milioni di boe/giorno, sostanzialmente stabile rispetto al quarto trimestre 2005, nonostante l'effetto della perdita della produzione del giacimento Dación in Venezuela (-61 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. In particolare la produzione è aumentata in Libia, Kazakhstan e Golfo del Messico;
• volumi venduti di gas naturale in Europa: 27,11 miliardi di metri cubi, in diminuzione dell'1,5% per effetto del clima particolarmente mite che ha penalizzato le vendite sul mercato domestico; tale riduzione è stata parzialmente compensata dal build-up delle forniture di gas libico e dalla crescita nei mercati target;
• scenario favorevole caratterizzato dall'aumento del prezzo del Brent (+5%) e dei margini di commercializzazione del gas naturale e dei prodotti petrolchimici, i cui effetti positivi sono stati parzialmente attenuati dall'apprezzamento dell'euro rispetto al dollaro (8,5%) e dalla rilevante flessione dei margini di raffinazione (-56,8% il margine di raffinazione Brent), i cui effetti sono stati parzialmente compensati dalla maggiore redditività del pool di greggi lavorati.
  

Esercizio 2006

• Produzione di idrocarburi: 1,77 milioni di boe/giorno, in crescita dell'1,9% rispetto al 2005, nonostante gli effetti della perdita della produzione del giacimento Dación (-46 mila barili/giorno) e della minore attribuzione di produzione nei Production Sharing Agreement (PSA)⁸ e nei contratti di buy-back dovuta all'aumento del prezzo del barile (-21 mila barili/giorno). Rispetto alle previsioni formulate nel corso dell'anno, assumendo uno scenario di riferimento del prezzo medio del Brent di 55 dollari/barile, è stato confermato il target di crescita del 3% rispetto al 2005. In particolare la produzione è aumentata in Libia, Angola ed Egitto;
• riserve certe di idrocarburi: 6,44 miliardi di boe (-6% rispetto al 2005) determinate applicando la quotazione di fine esercizio di 58,93 dollari/barile, con un tasso di rimpiazzo organico del 65% e un indice di vita utile residua di 10 anni. Assumendo uno scenario di prezzo del Brent di 40 dollari/barile nella determinazione delle attribuzioni nei PSA, il tasso di rimpiazzo organico delle riserve certe è del 106% in media triennale;
• volumi venduti di gas naturale in Europa: 97,52 miliardi di metri cubi, in crescita del 4% per effetto essenzialmente del build-up delle forniture di gas libico e della crescita nei mercati target;
• attività esplorativa: sono stati investiti €1.348 milioni (+106% rispetto al 2005) per l'esecuzione di un'intensa campagna esplorativa, con il completamento di 68 pozzi esplorativi (36 in quota Eni) oltre a 26 pozzi in progress a fine esercizio e un tasso di successo commerciale del 43% (49% in quota Eni), e l'acquisizione di nuove aree esplorative per un'estensione di circa 152.000 chilometri quadrati (99% in qualità di operatore).

(8) 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.

Evoluzione prevedibile della gestione

Eni rappresenterà le strategie e gli obiettivi del piano quadriennale 2007-2010 oggi alle ore 15:00. Le previsioni sull'andamento nel 2007 sono positive; in particolare le produzioni e le vendite dei principali settori di attività Eni avranno il seguente andamento:

•  produzione giornaliera di idrocarburi: sullo stesso livello del 2006 (1,77 milioni di boe/giorno nel 2006), per effetto del declino produttivo dei giacimenti maturi in Italia e Mare del Nord compensato dall'aumento in Libia per il build-up del Western Lybia Gas Project;
• volumi venduti di gas naturale in Europa: in aumento rispetto al 2006 (97,52 miliardi di metri cubi nel 2006) per effetto dell'incremento atteso nei mercati target del resto d'Europa, in particolare, Penisola Iberica, Germania, Austria e Francia;
• produzione venduta di energia elettrica: in leggero aumento rispetto al 2006 (24,82 terawattora nel 2006) per effetto dell'entrata a regime dei gruppi di potenza della centrale di Brindisi e dello start-up atteso della centrale di Ferrara;
• lavorazioni in conto proprio: in lieve flessione rispetto al 2006 (38,04 milioni di tonnellate nel 2006) per effetto essenzialmente della cessazione del contratto di lavorazione sulla raffineria di terzi di Priolo, il cui impatto sarà compensato dalle maggiori lavorazioni programmate sulle raffinerie di Gela, di Livorno e di Sannazzaro;
• vendite di prodotti petroliferi rete: in aumento rispetto al 2006 (12,48 milioni di tonnellate nel 2006) sia in Italia, in relazione alle azioni commerciali programmate, sia nel resto d'Europa in relazione all'acquisto di stazioni di servizio nei mercati target.

Nel 2007 sono previsti investimenti tecnici in crescita rispetto al 2006 (€7,83 miliardi nel 2006). I principali aumenti sono attesi nello sviluppo delle riserve di idrocarburi, nell'upgrading delle strutture di raffinazione e della rete di distribuzione di prodotti petroliferi, nonché nel potenziamento delle infrastrutture di importazione e di trasporto del gas naturale.

Disclaimer

Questa relazione 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.

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 quarto trimestre non possono essere estrapolati su base annuale.

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Il presente comunicato e il Preconsuntivo 2006, non sottoposto a revisione contabile, sono anche disponibili sul sito Internet Eni all'indirizzo www.eni.it.