San Donato Milanese, 15 febbraio 2008 - In data odierna il Consiglio di Amministrazione Eni ha esaminato i risultati consolidati del quarto trimestre e del preconsuntivo 2007 (non sottoposti a revisione contabile).

Paolo Scaroni, Amministratore Delegato, ha commentato:
"Nel 2007 Eni ha conseguito risultati eccellenti pur in uno scenario caratterizzato dal forte apprezzamento dell'euro sul dollaro. Abbiamo continuato la nostra crescita anche attraverso acquisizioni sinergiche, realizzate a prezzi competitivi, che dispiegheranno il loro effetto positivo nei prossimi anni a partire dal 2008."

(a) Per la definizione e la riconduzione degli utili nella configurazione adjusted, che escludono 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. 24.
(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 due azioni.

Highlight finanziari

Quarto trimestre 2007

– L'utile operativo di €5,17 miliardi è aumentato del 30,6% rispetto al quarto trimestre 2006. Su base adjusted l'utile operativo di €5,29 miliardi è aumentato del 10,8% per effetto essenzialmente del miglioramento registrato dal settore Exploration & Production che riflette l'aumento dei prezzi di realizzo degli idrocarburi attenuato dall'impatto negativo dell'apprezzamento del 12,3% dell'euro rispetto al dollaro e dai maggiori costi.
Questo fattore positivo è stato parzialmente assorbito dalle perdite operative registrate dai settori Petrolchimica e Refining & Marketing a causa dello scenario negativo.
– L'utile netto di €3 miliardi è aumentato del 98%. Su base adjusted l'utile netto di €2,68 miliardi è aumentato del 13,7% per effetto essenzialmente del miglioramento della performance operativa e della riduzione del tax rate adjusted dal 49,2% al 47,7%.
– Gli investimenti tecnici del trimestre di €3,66 miliardi sono aumentati del 24,2% rispetto al quarto trimestre 2006 e hanno riguardato principalmente lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi, l'attività esplorativa, l'upgrading della rete di trasporto del gas e le raffinerie.
– L'indebitamento finanziario netto (€16,33 miliardi al 31 dicembre) è aumentato di €4,90 miliardi nel trimestre essenzialmente per effetto dei fabbisogni finanziari connessi agli investimenti tecnici di €3,66 miliardi, all'acquisizione di partecipazioni di €1,20 miliardi, al pagamento dell'acconto sul dividendo 2007 di €2,20 miliardi e all'acquisto di 7,94milioni di azioni proprie al costo di €195 milioni, a fronte del flusso di cassa netto da attività di esercizio² €2,47 miliardi.

Esercizio 2007
– L'utile operativo di €18,87 miliardi è diminuito del 2,4% rispetto al 2006. Su base adjusted l'utile operativo di €18,99 miliardi è diminuito del 7,3% per effetto della flessione della performance operativa dei settori Exploration & Production e Refining & Marketing.
 – L'utile netto di €10 miliardi è aumentato dell'8,6%. Su base adjusted l'utile netto di €9,47 miliardi è diminuito del 9% per effetto essenzialmente del peggioramento della performance operativa.
 – Il flusso di cassa netto da attività di esercizio di €15,52 miliardi, unitamente agli incassi da dismissioni (€0,66 miliardi), ha consentito in parte di coprire i fabbisogni finanziari connessi: (i) alla realizzazione degli investimenti tecnici e progetti esplorativi di €10,59 miliardi; (ii) all'acquisto di asset e partecipazioni di €9,91 miliardi, riferiti in particolare all'acquisizione del 20% di OAO GazpromNeft e del 60% di tre società russe gas nell'ambito dell'asta per gli asset ex-Yukos (€3,73miliardi), nonché all'acquisto di asset petroliferi in Golfo del Messico e Congo (€4,52 miliardi); (iii) alla distribuzione di €5,26 miliardi agli azionisti sotto forma di dividendi e di acquisto di azioni proprie. L'indebitamento finanziario netto al 31 dicembre 2007 (€16,33 miliardi) è aumentato di €9,56 miliardi rispetto al 31 dicembre 2006.
 – Acquisto azioni proprie: nell'anno sono state acquistate 27,56 milioni di azioni proprie al costo di €681 milioni. Dall'inizio del programma di buy-back, sono state acquistate, al costo di €6.193 milioni, 363 milioni di azioni proprie, comportando la riduzione di circa il 9% del numero delle azioni in circolazione e l'incremento di pari ammontare dell'EPS 2007.
 – La redditività del capitale investito (ROACE)³ calcolata su base adjusted è del 19,3% (22,7% nel 2006).
 – Il leverage³ – rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto compresi gli interessi di terzi azionisti – aumenta dallo 0,16 al 31 dicembre 2006 allo 0,38 al 31 dicembre 2007.

Dividendo 2007
Il Consiglio di Amministrazione intende proporre all'Assemblea degli azionisti la distribuzione di un dividendo di €1,30 per azione⁴ (€1,25 nel 2006, +4%), di cui €0,60 distribuiti nell'ottobre 2007 a titolo di acconto. Il dividendo a saldo di €0,70 per azione sarà messo in pagamento a partire dal 22maggio 2008 con stacco cedola il 19 maggio 2008.

Highlight operativi e di scenario

(a) Include le vendite di gas upstream in Europa (4,07 e 3,59 miliardi di metri cubi, rispettivamente nel 2006 e nel 2007) e nel Golfo del Messico (0,62 e 1,8 miliardi di metri cubi, rispettivamente nel 2006 e nel 2007).

Quarto trimestre 2007
- Produzione di idrocarburi: 1,815 milioni di boe/giorno, in crescita dell'1,1% rispetto al quarto trimestre 2006 per effetto del contributo degli asset acquisiti nel Golfo del Messico e in Congo, nonché della crescita organica registrata in Libia e in Egitto, parzialmente assorbiti dal declino produttivo di giacimenti maturi, dalle fermate di impianti in Nigeria per effetto delle tensioni sociali, nonché dall'effetto prezzo nei Production Sharing Agreement (PSA). Se si esclude l'impatto delle minori attribuzioni nei PSA, la produzione aumenta di circa il 4%.
– Vendite di gas mondo: 29,75 miliardi di metri cubi, in aumento del 9,8% rispetto al quarto trimestre 2006 per effetto della crescita registrata sul mercato europeo e nelle vendite di GNL sui mercati asiatici e nordamericano.
– Scenario positivo per l'upstream supportato dall'aumento del prezzo in dollari del petrolio con la quotazione media del Brent a 88,70 dollari/barile (+48,6%) e la riduzione dello sconto sulle quotazioni dei greggi pesanti che ha determinato un incremento delle realizzazioni medie Eni sul petrolio di produzione analogo a quello del Brent. L'aumento del prezzo del petrolio è stato parzialmente assorbito dall'apprezzamento dell'euro rispetto al dollaro (+12,3%). Nell'attività di raffinazione, nonostante il positivo andamento del margine sulmarker di mercato (margine sul Brent +86,7% nel trimestre), i margini realizzati Eni hanno registrato una significativa flessione a causa della contrazione del differenziale di prezzo tra il Brent e i greggi pesanti che ha ridotto il vantaggio competitivo delle raffinerie complesse di Eni di lavorare greggi di bassa qualità, del peggioramento del rapporto tra i prezzi di alcuni prodotti (basi lubrificanti e bitumi) e la quotazione della carica.
 

Esercizio 2007
– Produzione di idrocarburi: 1,736 milioni di boe/giorno, in riduzione dell'1,9% rispetto al 2006 per effetto essenzialmente delle fermate di impianti in Nigeria a causa delle tensioni sociali, di fermate non programmate e inconvenienti tecnici in particolare nel Mare del Nord, del declino produttivo dei giacimenti maturi, in particolare in Italia e nel Regno Unito, e dell'effetto prezzo nei PSA. Il confronto con il 2006 risente anche della perdita della produzione dell'asset di Dación in Venezuela (-15 mila barili/giorno) a causa dell'espropriazione avvenuta con effetto dal 1° aprile 2006. Tali fattori negativi sono stati parzialmente compensati dal contributo degli asset acquisiti nel Golfo del Messico e in Congo, nonché dalla crescita organica registrata in Libia, Egitto e Kazakhstan.
 – Vendite di gas mondo: 98,96 miliardi dimetri cubi, in aumento dello 0,9% rispetto al 2006 per effetto della crescita organica sui mercati internazionali in parte attenuata dalla flessione della domanda europea di gas dovuta alle condizioni climatiche eccezionalmente miti del primo trimestre.
 – Scenario complessivamente negativo caratterizzato dall'apprezzamento dell'euro rispetto al dollaro (+9,2%) e dalla sensibile flessione dei margini di raffinazione realizzati per effetto principalmente dell'apprezzamento dei greggi pesanti che ha penalizzato le raffinerie complesse Eni. Tali fattori negativi sono stati parzialmente compensati dagli effetti positivi dell'incremento del prezzo in dollari del petrolio (+11,3%, con una quotazione media del Brent a 72,52 dollari/barile).

Sviluppi di portafoglio nel 2007
– Sono stati acquisiti asset petroliferi nel Golfo del Messico e nell'onshore del Congo con un investimento di €4,52 miliardi. Nel 2008 questi asset sono previsti produrre circa 100 mila barili/giorno a scenario Eni.
– Nell'ambito della procedura di liquidazione della società russa Yukos, Eni in partnership con Enel (60% Eni, 40% Enel) ha rilevato il 100% delle società OAO Arctic Gas Company, ZAO Urengoil Inc, OAO Neftegaztechnologia con circa 2,5miliardi di barili di risorse prevalentemente a gas in quota Eni (calcolate in base alla quota del 30% nell'assunzione che Gazprom eserciti l'opzione di acquisto sul 51% delle tre società). Nella stessa transazione, Eni ha anche rilevato il 20% di OAO Gazprom Neft. Gazprom ha l'opzione per l'acquisto dell'intero 20% di OAO Gazprom Neft. L'operazione ha comportato un investimento di €3,73 miliardi.
– Nel novembre 2007 Eni ha perfezionato i termini dell'OPA amichevole per cassa sulla totalità delle azioni rappresentative del capitale della compagnia britannica indipendente Burren Energy plc, per un valore complessivo di circa €2,4 miliardi. Burren produce oltre 25 mila barili/giorno in Congo e Turkmenistan ed è già partner di Eni negli asset acquisiti in Congo. Il 1° febbraio 2008 Eni ha dichiarato l'offerta totalmente incondizionata. A quella data, Eni possedeva circa l'85% della società tenuto conto di adesioni pari al 60% del capitale azionario e del 24,9% acquistato direttamente sul mercato nel dicembre 2007.
– È stato definito con la società di Stato libica NOC un accordo minerario di portata strategica che estende la durata contrattuale dei titoli minerari Eni nel Paese e individua rilevanti progetti per la valorizzazione di importanti riserve gas e per l'esplorazione offshore.
– È stato definito un gas sale agreement tra il consorzio che opera il giacimento Karachaganak (cooperato da Eni con il 32,5%) e una joint venture tra le società gas di Stato russa e kazakha (Gazprom e KazMunaiGaz) che pone le basi dello sviluppo delle riserve di gas del giacimento.
– È stata acquistata una partecipazione del 13,6% nel consorzio Angola LNG che realizzerà un impianto di liquefazione del gas in grado di processare 28,3 milioni di metri cubi/giorno di gas naturale con una produzione di 5,2 milioni di tonnellate/anno di GNL e altri prodotti.
– Con l'acquisto della quota pari al 70%, è stato conseguito il 100% della titolarità e l'operatorship del giacimento di petrolio Nikaitchuq in Alaska. L'avvio della produzione è atteso a fine 2009.
– In esito alla partecipazione ad una gara internazionale sono stati ottenuti 26 blocchi esplorativi nel Golfo del Messico. L'acreage acquisito possiede un potenziale minerario significativo ed è localizzato in prossimità di infrastrutture Eni in produzione.
– È stato firmato un accordo con la società di Stato algerina Sonatrach per il rinnovo della concessione di sviluppo e di coltivazione del Blocco 403 (Eni 50%) che nel 2007 ha fornito circa il 14% della produzione Eni nel Paese.
– In partnership con Gazprom, è stato varato il progetto di realizzazione del nuovo sistema di trasporto su pipeline South Stream che consentirà di importare in Europa gas di provenienza russa attraverso il Mar Nero.
– È stata acquisita una significativa quota di partecipazione in Altergaz, principale operatore indipendente del mercato francese del gas naturale. Eni supporterà lo sviluppo di Altergaz nei segmenti retail e piccola industria attraverso un contratto di fornitura decennale di 1,3 miliardi di metri cubi/anno.
– Sono state acquisite in Europa Centro Orientale una rete di distribuzione di carburanti con 102 impianti e la quota del 16,11% nella Ceska Rafinerska incrementando la partecipazione Eni nella raffineria al 32,4%, corrispondente ad una capacità di raffinazione di circa 2,6 milioni di tonnellate/anno.
– Nell'ambito degli accordi firmati nel dicembre 2005 tra i soci di maggioranza di Galp Energia (Eni 33,34%, Amorim Energia e Caixa Geral de Depósitos), la società portoghese ha esercitato l'opzione di acquisto delle attività Eni di commercializzazione di prodotti petroliferi sui mercati rete ed extrarete nella Penisola Iberica.
L'operazione soggetta all'approvazione delle competenti autorità antitrust riguarda in particolare 371 stazioni di servizio. Il perfezionamento è atteso nel giugno 2008.

Eventi successivi alla chiusura dell'esercizio
Accordo sul progetto di sviluppo di Kashagan
Il 14 gennaio 2008 i partner del consorzio North Caspian Sea Production Agreement (NCSPSA) e il Governo della Repubblica del Kazakhstan hanno firmato un Memorandum of Understanding che pone termine al contenzioso che si è aperto nell'agosto 2007 in merito alle condizioni e ai diritti di sviluppo e di sfruttamento di Kashagan.
L'accordo ridefinisce l'equilibrio economico del contratto tenuto conto del mutato contesto di mercato e conferisce stabilità al progetto di sviluppo. I punti chiave dell'accordo sono: (i) la diluizione proporzionale della quota di partecipazione all'iniziativa dei partner internazionali a beneficio del partner kazakho KazMunayGas che raddoppierà la propria quota al 16,81% al pari di quella dei maggiori partner con un esborso di $1,78miliardi. La transazione avrà effetto economico dal 1° gennaio 2008; (ii) un trasferimento di valore dal consorzio alla Repubblica kazakha da attuarsi attraverso un'integrazione ai termini del PSA. Tale ammontare dipenderà dal livello futuro dei prezzi del petrolio. Eni contribuirà a tale trasferimento di valore in proporzione alla nuova quota di partecipazione all'iniziativa (16,81%); (iii) un maggiore ruolo del partner kazakho nella gestione operativa e un nuovo modello di governance e di conduzione delle operazioni che comporterà un più ampio coinvolgimento dei principali partner internazionali.
Nonostante le attività di sviluppo siano proseguite durante l'iter negoziale, è prevedibile un ritardo nell'avvio della produzione. Le parti hanno concordato che Eni in qualità di operatore presenti entro marzo 2008 un budget revisionato dei costi e dei tempi di completamento della prima fase di sviluppo del giacimento.

Evoluzione prevedibile della gestione
Eni rappresenterà le strategie e gli obiettivi del piano quadriennale 2008-2011 oggi alle ore 16:00.
Le previsioni del management sull'andamento nel 2008 delle produzioni e delle vendite dei principali settori di attività Eni sono le seguenti:
– produzione di idrocarburi: prevista in aumento rispetto al 2007 (1,736 milioni di boe/giorno nel 2007) a scenario Eni. Il contributo degli asset acquisiti nel 2007 nel Golfo del Messico e in Congo e, a partire dal gennaio 2008, di Burren Energy, nonché la crescita organica attesa in Nigeria, Angola e Libia, sosterranno la performance produttiva a fronte del declino dei giacimenti maturi atteso in particolare in Regno Unito e Italia;
– vendite di gas mondo: previste in crescita rispetto al 2007 (98,96 miliardi di metri cubi nel 2007) per effetto dell'incremento atteso nelle aree di consumo target del resto d'Europa, in particolare Francia, Germania/Austria e Spagna;
– vendite di energia elettrica: previste in aumento rispetto al 2007 (33,19 TWh nel 2007) per effetto dello start-up atteso della centrale di Ferrara;
– lavorazioni in conto proprio: in lieve aumento rispetto al 2007 (37,15 milioni di tonnellate nel 2007) per effetto delle maggiori lavorazioni della Ceska Rafinerska a seguito dell'incremento della quota di partecipazione nel 2007, in parte assorbite dalla flessione attesa in Italia dovuta a previste fermate per interventi di ottimizzazione,
principalmente nelle raffinerie di Venezia e Taranto;
– vendite di prodotti petroliferi rete: a struttura costante in lieve crescita rispetto al 2007 (12,65 milioni di tonnellate nel 2007). In Italia le vendite sono attese stabili, nonostante la previsione di calo dei consumi nazionali, supportate dalle azioni commerciali in programma. In Europa, escludendo l'impatto della prevista dismissione delle attività nella Penisola Iberica, le vendite sono attese in aumento per effetto del pieno contributo delle acquisizioni effettuate nel 2007 in Europa Centro Orientale.

Nel 2008 sono previsti investimenti tecnici in crescita rispetto al 2007 (€10,59 miliardi nel 2007). I principali aumenti sono attesi nello sviluppo delle riserve di idrocarburi, nell'upgrading della flotta dimezzi navali di costruzione e perforazione, nonché nel potenziamento delle infrastrutture di trasporto del gas naturale. Sono previsti investimenti finanziari essenzialmente per il completamento dell'acquisizione di Burren Energy.
Sulla base degli esborsi programmati per gli investimenti e la remunerazione del capitale proprio e assumendo lo scenario Eni di prezzo Brent, Eni prevede a fine 2008 un leverage inferiore o superiore rispetto al livello del 2007 (0,38 nel 2007) in dipendenza dell'esercizio o meno da parte di Gazprom delle opzioni d'acquisto sugli asset russi.

(1) Compresa la quota Eni delle riserve di entità valutate con il metodo del patrimonio netto. Per quanto riguarda le società russe del gas ex-Yukos acquisite al 60% e valutate all'equity, le riserve certe sono rappresentate al 30% tenuto conto del probabile esercizio dell'opzione di acquisto attribuito a Gazprom sul 51% di tali società.
(2) Vedi disclaimer alla fine della sezione.
(3) In questo comunicato stampa apposite note esplicative illustrano contenuto e significato degli indicatori alternativi di performance in linea con la raccomandazione del CESR/05-178b.
(4) 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 inmisura parziale alla formazione del reddito imponibile.

Il dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari, Marco Mangiagalli, dichiara ai sensi del comma 2 art. 154 bis del Testo Unico della Finanza che l'informativa contabile contenuta nel presente comunicato corrisponde alle risultanze documentali, ai libri e alle scritture contabili.

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 acquisto di azioni 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 ad unamolteplicità di fattori, tra cui: l'avvio effettivo di nuovi giacimenti di petrolio e di gas naturale, la capacità delmanagement 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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