San Donato Milanese, 26 luglio 2007 - II Consiglio di Amministrazione Eni ha esaminato ieri sera i risultati consolidati del secondo trimestre e del primo semestre 2007 (non sottoposti a revisione contabile).

Paolo Scaroni, Amministratore Delegato, ha commentato:
"In questo primo semestre, nonostante la penalizzazione di un euro molto forte nei confronti del dollaro e le minori vendite di gas causate da un clima eccezionalmente mite, Eni continua a conseguire buoni risultati. Abbiamo incrementato ulteriormente il nostro portafoglio e sono fiducioso che il 2007 sarà per Eni un altro anno eccellente. Per questo motivo intendo proporre al CdA del 20 settembre un acconto di dividendo di €0,60 per azione"

(a)   Per la definizione e la riconduzione degli utili nella configurazione adjusted, che escludono l'utile/perdita di magazzino e gli special ìtem, v. il paragrafo
"Riconduzione dell'utile operativo e dell'utile netto a quelli adjusted" a pag 20.
(b)   Utile di competenza Eni.
(c)   Interamente diluito. L'ammontare in dollari è convertito sulla base del cambio medio di periodo rilevato dalla BCE.
(d)   Un ADR rappresenta 2 azioni.

Highlight finanziari
Secondo trimestre 2007

• L'utile operativo adjusted di €4,20 miliardi è diminuito del 17,0% rispetto al secondo trimestre 2006 per effetto della flessione della performance operativa registrata nelle divisioni: (i) Exploration & Production, a causa essenzialmente dell'impatto negativo dell'apprezzamento del 7,3% dell'euro rispetto al dollaro, della minore produzione venduta e dei maggiori costi di ricerca esplorativa; (ii) Gas & Power per la flessione dei margini e per l'impatto del clima mite, in particolare nel mese di aprile, sulle vendite di gas.
• L'utile netto adjusted (€2,22 miliardi) è diminuito del 10,6% a causa della riduzione dell'utile operativo, parzialmente compensata dall'effetto positivo della riduzione di circa 2 punti percentuali del tax rate adjusted (dal 50,4% al 48,3%).
• Gli investimenti tecnici del trimestre di €2,24 miliardi sono aumentati del 30,9% rispetto al secondo trimestre 2006 ed hanno riguardato principalmente lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi, l'attività esplorati va, l'upgrading della rete di trasporto nazionale e internazionale del gas e le raffinerie.
• L'indebitamento finanziario (€9,12 miliardi al 30 giugno) è aumentato di €5,27 miliardi nel trimestre per effetto degli esborsi connessi agli investimenti tecnici (€2,24 miliardi), all'acquisto delle partecipazioni nell'ambito dell'asta per gli asset ex-Yukos (€3,73 miliardi) e di asset petroliferi in Congo (circa €1 miliardo), nonché al pagamento del saldo dividendo 2006 (€2,38 miliardi). Questi esborsi sono stati parzialmente compensati dal flusso di cassa generato dalla gestione (€4,14 miliardi).
   

Primo semestre 2007

• L'utile operativo adjusted di €9,45 miliardi è diminuito del 10,7% rispetto al primo semestre 2006 per effetto  essenzialmente  della flessione  della performance operativa  della  divisione Exploration & Production. Questa diminuzione è stata parzialmente compensata dal miglioramento della performance registrato in tutti gli altri business downstream e nel settore Ingegneria & Costruzioni.
• L'utile netto adjusted (€4,90 miliardi) è diminuito del 9,9% a causa della riduzione dell'utile operativo, parzialmente compensata dall'effetto positivo della riduzione di un punto percentuale del tax rate adjusted (dal 48,4% al 47,4%).
• Il flusso di cassa netto da attività di esercizio di €9,7 miliardi ha consentito di coprire in parte i fabbisogni finanziari connessi agli investimenti tecnici (€4,26 miliardi), all'acquisto di partecipazioni e di asset (€4,8 miliardi), al pagamento del saldo dividendo 2006 (€2,38 miliardi), nonché all'acquisto di azioni proprie (€339 milioni). L'indebitamento finanziario netto al 30 giugno 2007 (€9,12 miliardi) è aumentato di €2,35 miliardi rispetto al 31 dicembre 2006.
•  Il ROACE1 calcolato su base adjusted per i dodici mesi chiusi al 30 giugno 2007 è del 21,4% (23,5% per i dodici mesi chiusi al 30 giugno 2006).
• Il leverage1 - rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto compresi gli interessi di terzi azionisti - aumenta dallo 0,16 al 31 dicembre 2006 allo 0,22 al 30 giugno 2007.

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1  In questo comunicato apposite note esplicative illustrano contenuto e significato degli indicatori alternativi di performance in linea con la raccomandazione del CESR/05-178b. Vedi pagine 28 per il leverage e 29 per il ROACE.

Interim dividend 2007
Sulla base dell'esame dei risultati del primo semestre 2007, l'Amministratore Delegato intende proporre al Consiglio di Amministrazione del 20 settembre 2007 programmato per l'approvazione della relazione semestrale la distribuzione agli azionisti di un acconto dividendo di €0,60 per azione (€0,60 nel 2006) da mettere in pagamento a partire dal 25 ottobre 2007 con stacco cedola il 22 ottobre 2007.

Highlight operativi e di scenario

Secondo trimestre 2007

• Produzione di idrocarburi: 1,736 milioni di boe/giorno, in riduzione dello 0,7% rispetto al secondo trimestre 2006 per effetto essenzialmente dell'impatto negativo delle tensioni sociali in Nigeria. Escludendo tale fattore negativo, la produzione conferma lo stesso livello di un anno fa riflettendo la crescita organica registrata in Libia, Kazakhstan e nel Golfo del Messico e il contributo degli asset recentemente acquisiti in Congo a fronte del declino produttivo di giacimenti maturi, in particolare in Italia e Regno Unito, nonché di inconvenienti tecnici in Norvegia.
• Vendite di gas mondo: 20,43 miliardi di metri cubi, sostanzialmente invariate rispetto al secondo trimestre 2006 (-0,1%) nonostante l'impatto di condizioni climatiche miti, in particolare nel mese di aprile. Le vendite sono aumentate nei principali mercati europei (in particolare Penisola Iberica e Turchia), nonché in Italia per effetto di maggiori disponibilità di gas libico da produzione collocate presso operatori grossisti e della crescita del settore termoelettrico. In flessione le vendite agli importatori in Italia.
• Scenario caratterizzato dal lieve calo del prezzo del petrolio con la quotazione media del Brent a 68,76 dol lari/barile (-1,2%; -8,0% se espresso in euro), dall'apprezzamento dell'euro rispetto al dollaro (+7,3%) e dalla flessione dei margini di vendita del gas per effetto prevalentemente dell'andamento sfavorevole dei parametri energetici. Questi effetti negativi sono stati parzialmente compensati dall'incremento dei margini di raffinazione (+19,6% il margine di raffinazione Brent; +11,5% se espresso in euro). La contrazione del differenziale di mercato tra greggi leggeri e pesanti, pur penalizzando il margine di raffinazione rea lizzato da Eni, ha comportato il miglioramento dei prezzi di vendita del petrolio di produzione rispetto al secondo trimestre 2006, in controtendenza con l'andamento del Brent.

Primo semestre 2007

• Produzione di idrocarburi: 1,735 milioni di boe/giorno, in riduzione del 2,9% rispetto al primo semestre 2006 per effetto essenzialmente degli impatti negativi degli eventi in Nigeria e della perdita della produzione del giacimento Dación in Venezuela (-31 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.
  Escludendo tali impatti, la produzione è rimasta sostanzialmente invariata sul 2006.
• Vendite di gas mondo: 48,57 miliardi di metri cubi, in riduzione del 6,0% rispetto al primo semestre 2006, per effetto della rilevante flessione registrata nel primo trimestre dovuta alle condizioni climatiche ecce zionalmente miti.
• Scenario caratterizzato dal calo dei prezzi del petrolio con la quotazione media del Brent a 63,26 dollari/barile (-3,7%; -10,9% se espresso in euro) e dall'apprezzamento dell'euro rispetto al dollaro (+8,1%). Questi effetti negativi sono stati parzialmente compensati dall'incremento dei margini di raffinazione (+14,2% il margine di raffinazione Brent; +5,6% se espresso in euro) e dei margini di vendita dei pro dotti petrolchimici. Su base semestrale l'effetto scenario sui margini del gas è stato sostanzialmente nullo.
  
  Principali iniziative di sviluppo
• Gasdotto South Stream: nell'ambito dell'alleanza strategica con Gazprom, Eni ha firmato un memorandum di intesa per la realizzazione del sistema di gasdotti South Stream che collegheranno la Russia all'Unione Europea attraverso il Mar Nero. L'implementazione dell'accordo consentirà a Eni di valorizzare ulteriormente le recenti acquisizioni degli asset gas ex-Yukos e rappresenterà un passo decisivo nella sicurezza dell'approvvigionamento energetico dell'Europa.
• Acquisizione di una significativa quota di partecipazione in Altergaz, principale operatore indipendente del mercato francese del gas naturale: l'accordo riguarda il 27,8% del capitale sociale di Altergaz e sarà attuato attraverso acquisto diretto e sottoscrizione di un aumento di capitale riservato, a seguito dei quali Eni otterrà il controllo congiunto. Altergaz commercializzerà gas fornito da Eni in base a un contratto di fornitura decennale di 1,3 miliardi di metri cubi/anno. L'operazione si inquadra nella strategia di crescita internazionale nella commercializzazione di gas e rafforza ulteriormente la leadership europea di Eni nel mercato del gas.
• Gas sale agreement per Karachaganak: nell'ambito della fase 3 di sviluppo del giacimento Karachaganak, è stato firmato tra il consorzio Karachaganak Petroleum Operating (cooperato da Eni con il 32,5%) e la joint venture KazRosGaz (KazMunaiGaz e Gazprom) il gas sale agreement per la vendita di circa 16 miliardi di metri cubi/anno di gas grezzo da trattare presso l'impianto russo di Orenburg, a partire dal 2012.
  L'accordo è soggetto all'approvazione dei board delle controparti.
• Acquisizione di un'ulteriore quota nella Ceska Rafinerska a supporto dell'espansione in Europa Centro-Orientale: Eni ha acquisito il 16,11% posseduto da ConocoPhillips incrementando la sua partecipazione nella  raffineria  al  32,4%,   corrispondente  alla  capacità  di  raffinazione  di  circa  2,6  milioni  di tonnellate/anno. La finalizzazione della transazione è prevista nel terzo trimestre 2007.
• Accordo nel marketing dei carburanti: in linea con le tendenze evolutive in atto nel settore e nell'ambito del processo di potenziamento della rete, Eni ha firmato un accordo con Auchan per la vendita di carburanti a marchio congiunto presso la catena di ipermercati Auchan in Italia.
• Memorandum of Understanding con PDVSA per il passaggio delle attività di sviluppo del giacimento di Corocoro in Venezuela al regime di "impresa mista". Eni continuerà a possedere una partecipazione del 26% nell'attività. La finalizzazione dell'accordo è prevista entro il terzo trimestre 2007.
• Finalizzate le acquisizioni degli asset petroliferi nel Golfo del Messico dalla Dominion Resources e nell'on-shore congolese dalla Maurel&Prom, rispettivamente all'inizio di luglio e a fine maggio. Gli asset del Golfo del Messico contribuiranno alla produzione di idrocarburi Eni a partire dal terzo trimestre con 75 mila boe/giorno; gli asset in Congo producono 17 mila barili/giorno in quota Eni.
• Successi esplorativi: Indonesia con la scoperta di idrocarburi offshore di Tulip e l'appraisal positivo di Aster (entrambi operati); Pakistan con due scoperte a gas adiacenti ad aree in produzione (Tajal e Latif) e un'estensione del giacimento a gas Kadanwari. Altre scoperte del semestre sono state registrate nell'offshore di Angola, Congo, Nigeria, Golfo del Messico e in Alaska.
  

Evoluzione prevedibile della gestione

Le previsioni sull'andamento nel 2007 sono confermate positive, in particolare:

• produzione giornaliera di idrocarburi: in linea con il 2006 (1,77 milioni di boe/giorno nel 2006), assumendo uno scenario di riferimento del prezzo medio del Brent per il 2007 di 55 dollari/barile. Gli impatti delle fermate di impianti connesse al protrarsi delle tensioni locali in Nigeria e della perdita della produzione di Dación in Venzuela, nonché il declino produttivo dei giacimenti maturi saranno compensati dal contribu to degli asset acquisiti nel Golfo del Messico e in Congo, nonché dal build-up della produzione di gas libico;
• volumi venduti di gas nel mondo: in lieve aumento rispetto al 2006 (97,48 miliardi di metri cubi nel 2006), assumendo condizioni climatiche normali per la restante parte dell'anno, per effetto della crescita attesa in termini di quota di mercato e di volumi nelle aree di consumo target del resto d'Europa, in particolare in Spagna, Francia e Germania/Austria. Le vendite in Italia sono previste in linea con il 2006 per effetto del recupero atteso nella seconda metà dell'anno in particolare nel segmento residenziale in relazione alle azioni commerciali intraprese;
• vendite di energia elettrica: previste in aumento di circa il 4% rispetto al 2006 (31,03 terawattora nel 2006) per effetto dello sviluppo dell'attività di commercializzazione;
• lavorazioni in conto proprio: sostanzialmente stabili rispetto al 2006 (38,04 milioni di tonnellate nel 2006).
  Le maggiori lavorazioni programmate sulle raffinerie di Livorno, Gela e Sannazzaro compenseranno l'effetto della cessazione del contratto di lavorazione sulla raffineria di terzi di Priolo;
• vendite di prodotti petroliferi rete: in leggero aumento rispetto al 2006 (12,48 milioni di tonnellate nel 2006) per la crescita attesa nel resto d'Europa in relazione al maggiore numero di impianti anche per le acquisizioni nei mercati target. In Italia le vendite sono previste stabili, nonostante la previsione di calo dei consumi nazionali, supportate dalle azioni commerciali intraprese.

Nel 2007 sono previsti investimenti tecnici per €10,6 miliardi, compresi gli investimenti per lo sviluppo degli asset petroliferi acquisiti, in crescita del 35% rispetto al 2006, di cui l'86% riguarderà i settori Exploration & Production, Gas & Power e Refining & Marketing. Sono inoltre previsti esborsi per circa €9,4 miliardi per acquisizioni di asset e di partecipazioni, di cui €4,8 miliardi per le operazioni concluse nel primo semestre (asset ex-Yukos e asset petroliferi in Congo) e il residuo di €4,6 miliardi per le transazioni il cui closing si rifletterà nei flussi finanziari del secondo semestre (in particolare asset petroliferi nel Golfo del Messico, ed asset di raffinazione e marketing di prodotti petroliferi in Europa Centro Orientale). Qualora Gazprom esercitasse entro il 2007 le opzioni d'acquisto del 20% di OAO Gazprom Neft e del 51% degli asset gas ex-Yukos, gli investimenti complessivi netti si ridurrebbero a circa €16,5 miliardi. Sulla base degli esborsi programmati per gli investimenti e la remunerazione del capitale proprio e assumendo uno scenario di prezzo medio annuo del Brent di 55 dollari/barile, Eni prevede a fine esercizio un leverage che si collocherà nella parte inferiore o superiore dell'intervallo 0,3-0,4 in funzione dell'esercizio o meno da parte di Gazprom delle predette opzioni d'acquisto.

I dati e l'informativa contenuti in questo comunicato stampa sono tratti dalla relazione trimestrale Eni al 30 giugno 2007 pubblicata contestualmente al presente comunicato. La relazione trimestrale contiene la dichiarazione del Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari ai sensi dell'art. 154-bis comma 2 del Testo Unico della Finanza (D.Lgs. 58/98).

Disclaimer
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.

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 primo semestre non possono essere estrapolati su base annuale.

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Il presente comunicato e la relazione trimestrale al 30 giugno 2007, non sottoposta a revisione contabile, sono anche disponi­bili sul sito Internet Eni all'indirizzo www.eni.it.