Relazione trimestrale. al 30 settembre

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1 Relazione trimestrale al 30 settembre 2005

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3 Relazione trimestrale al 30 settembre 2005 sommario Principali dati 2 Criteri di redazione 4 Risultati economico-finanziari Conto economico 5 6 Utile operativo Analisi delle voci del conto economico 8 Ricavi della gestione caratteristica 9 Altri ricavi e proventi 9 Costi operativi 11 Ammortamenti e svalutazioni 11 Oneri finanziari netti 11 Proventi netti su partecipazioni 12 Imposte sul reddito 12 Utile di terzi azionisti Stato patrimoniale 12 Investimenti tecnici 13 Evoluzione prevedibile della gestione 14 Andamento dei principali settori di attività 16 Exploration & Production 19 Gas & Power 23 Refining & Marketing 26 Petrolchimica Applicazione degli IFRS 30 Conto economico al 30 settembre Riconciliazione dell utile netto di Gruppo al 30 settembre Natura delle principali rettifiche 32 9 novembre 2005

4 Principali dati economici (milioni di euro) Var. ass. Var. % Var. ass. Var. % ,3 Ricavi della gestione caratteristica , ,8 Utile operativo , ,6 Utile operativo a valori correnti , ,7 Utile operativo adjusted , ,6 Utile netto , ,2 Utile netto a valori correnti , ,9 Utile netto adjusted , (53) (3,1) Investimenti tecnici (663) (12,3) L utile netto adjusted, rappresentato dall utile netto a valori correnti prima degli special item, è indicato con l intento di consentire la valutazione dell andamento industriale dei business e, agli analisti finanziari, la valutazione dei risultati dell Eni sulla base dei loro modelli previsionali. Questa configurazione di risultato non è prevista né dagli IFRS né dagli U.S. GAAP. 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. Principali indicatori di mercato Var. ass. Var. % Var. ass. Var. % 41,54 61,54 20,00 48,1 Prezzo medio del greggio Brent dated (1) 36,28 53,54 17,26 47,6 1,222 1,220 (0,002) (0,2) Cambio medio EUR/USD (2) 1,226 1,264 0,038 3,1 33,99 50,44 16,45 48,4 Prezzo medio in euro del greggio Brent dated 29,59 42,36 12,77 43,2 4,28 7,02 2,74 64,0 Margini europei medi di raffinazione (3) 3,92 6,02 2,10 53,6 3,50 5,75 2,25 64,3 Margini europei medi di raffinazione in euro 3,20 4,76 1,56 48,8 2,1 2,1.... Euribor - euro a tre mesi (%) 2,1 2,1.... (1) In USD per barile. Fonte: Platt s Oilgram. (2) Fonte: BCE. (3) In USD per barile FOB Mediterraneo greggio Brent. Elaborazione Eni su dati Platt s Oilgram. 2

5 Principali dati operativi Var. ass. Var. % Var. ass. Var. % Produzione giornaliera: ,3 petrolio (migliaia di barili) , ,4 gas naturale (1) (migliaia di boe) , ,0 idrocarburi (1) (migliaia di boe) ,3 12,84 14,01 1,17 9,1 Vendite di gas naturale a terzi (miliardi di metri cubi) 53,08 54,59 1,51 2,8 0,97 1,48 0,51 52,6 Autoconsumo di gas naturale (miliardi di metri cubi) 2,65 4,07 1,42 53,6 13,81 15,49 1,68 12,2 55,73 58,66 2,93 5,3 Vendite di gas naturale delle società collegate 1,52 1,40 (0,12) (7,9) e di imprese rilevanti (quota Eni) (miliardi di metri cubi) 5,17 5,94 0,77 14,9 Totale vendite 15,33 16,89 1,56 10,2 e autoconsumi di gas naturale (miliardi di metri cubi) 60,90 64,60 3,70 6,1 Trasporto di gas naturale 6,70 6,59 (0,11) (1,6) per conto terzi in Italia (miliardi di metri cubi) 20,79 22,92 2,13 10,2 3,56 6,15 2,59 72,8 Produzione venduta di energia elettrica (terawattora) 9,64 16,70 7,06 73,2 13,04 13,16 0,12 0,9 Vendite di prodotti petroliferi (milioni di tonnellate) 40,11 37,97 (2,14) (5,3) ,6 Vendite di prodotti petrolchimici (migliaia di tonnellate) ,6 (1) Comprende la produzione di gas naturale utilizzata come autoconsumo (42 mila boe/giorno nei primi nove mesi del 2005 e 36 mila boe/giorno nei primi nove mesi del 2004; 43 mila boe/giorno nel terzo trimestre 2005 e 36 mila boe/giorno nel terzo trimestre 2004). 3

6 Criteri di redazione La relazione trimestrale al 30 settembre 2005, non sottoposta a revisione contabile, è stata redatta seguendo le indicazioni fornite dalla Commissione Nazionale per le Società e la Borsa (CONSOB) nel Regolamento Emittenti. Le informazioni economiche sono fornite con riferimento ai primi nove mesi e al terzo trimestre 2005 e ai primi nove mesi e al terzo trimestre Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 30 settembre 2005, al 30 giugno 2005 e al 31 dicembre La forma dei prospetti contabili corrisponde a quella dei prospetti presentati nella relazione sulla gestione della relazione semestrale e del bilancio annuale. La relazione trimestrale al 30 settembre 2005 è stata redatta conformemente ai criteri di valutazione e di misurazione stabiliti dagli International Financial Reporting Standard (IFRS) emanati dall International Accounting Standards Board (IASB) e adottati dalla Commissione Europea secondo la procedura di cui all art. 6 del Regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio Al fine di consentire un confronto omogeneo, le informazioni economiche dei primi nove mesi e del terzo trimestre 2004 e quelle patrimoniali al 31 dicembre 2004 sono state oggetto di adeguamento (v. il capitolo Applicazione degli IFRS ). 4

7 risultati economico-finanziari Conto economico (milioni di euro) Var. ass. Var. % Var. ass. Var. % ,3 Ricavi della gestione caratteristica , (276) (63,9) Altri ricavi e proventi (509) (51,6) (9.104) (11.943) (2.839) (31,2) Costi operativi (27.979) (34.171) (6.192) (22,1) (1.060) (1.383) (323) (30,5) Ammortamenti e svalutazioni (3.408) (3.931) (523) (15,3) ,8 Utile operativo ,4 (1) (47) (46).. Oneri finanziari netti (63) (223) (160) (254,0) ,9 Proventi netti su partecipazioni , ,8 Utile prima delle imposte ,9 (1.439) (2.085) (646) (44,9) Imposte sul reddito (4.138) (5.848) (1.710) (41,3) ,5 Utile prima degli interessi di terzi azionisti ,3 (70) (85) (15) (21,4) Utile di terzi azionisti (256) (257) (1) (0,4) ,6 Utile netto , ,6 Utile netto ,0 (111) (317) (206) Esclusione dell utile di magazzino (255) (628) (373) ,2 Utile netto a valori correnti (1) ,0 (26) Esclusione special item (233) ,9 Utile netto adjusted (2) ,6 (1) L utile operativo e l utile netto a valori correnti derivano dal raffronto tra i ricavi e i costi correnti dei prodotti venduti con esclusione perciò dell utile o della perdita di magazzino che deriva dalla differenza tra il costo corrente dei prodotti venduti e quello risultante dall applicazione del costo medio ponderato costituendo sostanzialmente la rivalutazione o la svalutazione, rispettivamente in caso di aumento o diminuzione dei prezzi, dalle giacenze esistenti a inizio periodo ancora presenti in magazzino a fine periodo. (2) L utile netto adjusted, rappresentato dall utile netto a valori correnti prima degli special item, è indicato con l intento di consentire la valutazione dell andamento industriale dei business e, agli analisti finanziari, la valutazione dei risultati dell Eni sulla base dei loro modelli previsionali. Questa configurazione di risultato non è prevista né dagli IFRS né dagli U.S. GAAP. Per la riconduzione dell utile netto all utile netto adjusted v. tavole a pagina 28. L utile netto conseguito nei primi nove mesi del 2005 ammonta a milioni di euro con un aumento di milioni di euro (+35%) rispetto ai primi nove mesi del 2004 per effetto essenzialmente dell incremento dell utile operativo di milioni di euro (+41,4%) di cui 594 riferiti al maggior utile di magazzino sulle rimanenze registrato in particolare nel settore Exploration & Production a seguito dell aumento del prezzo del barile in dollari USA (Brent +47,6%) e della crescita della produzione venduta di idrocarburi (+29,8 milioni di boe), i cui effetti sono stati parzialmente assorbiti: (i) dall impatto della variazione negativa degli special item (877 milioni di euro) riferita essenzialmente a maggiori accantonamenti ai fondi rischi e spese future (373 milioni di euro), in particolare di natura ambientale, a maggiori svalutazioni di attività (154 milioni di euro), a oneri assicurativi (119 milioni di euro), nonché al venir meno delle plusvalenze sulle razionalizzazioni di portafoglio effettuate nel 2004 dal settore E&P (291 milioni di euro); (ii) dall effetto (circa 300 milioni di euro) dell indebolimento del 3,1% del dollaro sull euro. L incremento dell utile operativo è stato parzialmente assorbito dalle maggiori imposte sul reddito (1.710 milioni di euro). 5

8 L utile netto adjusted dei primi nove mesi, escludendo perciò l effetto positivo dell utile di magazzino, al netto dell effetto fiscale, di 628 milioni di euro e quello negativo degli special item, al netto dell effetto fiscale, di 800 milioni di euro ammonta a milioni di euro con un aumento di milioni di euro, pari al 53,6%. Utile operativo (milioni di euro) Var. ass. Var. % Var. ass. Var. % ,8 Exploration & Production , ,2 Gas & Power , ,1 Refining & Marketing ,7 89 (51) (140).. Petrolchimica ,8 (118) (391) (273) (231,4) Altre attività (1) (344) (640) (296) (86,0) (179) (126) 53 29,6 Corporate e società finanziarie (290) (343) (53) (18,3) (65) (106) (41) Eliminazione utili interni (2) (93) (172) (79) ,8 Utile operativo , ,8 Utile operativo ,4 (177) (505) (328) Esclusione utile di magazzino (407) (1.001) (594) ,6 Utile operativo a valori correnti , Esclusione special item ,7 Utile operativo adjusted ,1 (1) A partire dal 1 gennaio 2005 i risultati dell attività Ingegneria confluiscono nell aggregato Altre attività. Al fine di consentire un confronto omogeneo, i dati del terzo trimestre 2004 sono stati opportunamente riclassificati. (2) Gli utili interni riguardano gli utili non realizzati verso terzi sulle cessioni intragruppo di prodotti, servizi e beni patrimoniali. 6 L utile operativo a valori correnti conseguito nei primi nove mesi del 2005 ammonta a milioni di euro con un aumento di milioni di euro rispetto ai primi nove mesi del 2004, pari al 36,2%, dovuto essenzialmente agli incrementi registrati nei settori: Exploration & Production (3.083 milioni di euro, pari al 52%) dovuto essenzialmente all aumento del prezzo in dollari del barile di produzione (petrolio +43,9%; gas naturale +17,5%) e alla crescita della produzione venduta di idrocarburi (+29,8 milioni di boe, pari al 7,1%), i cui effetti sono stati parzialmente assorbiti: (i) dalla variazione negativa degli special item (-387 milioni di euro), riferita a maggiori svalutazioni di attività (117 milioni di euro) e al venir meno delle plusvalenze sulle razionalizzazioni di portafoglio effettuate nel 2004 (291 milioni di euro); (ii) dall impatto dell indebolimento del 3,1% del dollaro sull euro (circa 280 milioni di euro in parte dovuto alla conversione dei bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall euro); (iii) dall aumento dei costi associati alla produzione e degli ammortamenti; Refining & Marketing (269 milioni di euro, pari al 72,3%) dovuto essenzialmente all aumento del margine di raffinazione (+2,1 dollari/barile il margine sul Brent, pari al 53,6%), i cui effetti sono stati parzialmente assorbiti dall impatto dell indebolimento del dollaro sull euro. Questi incrementi sono stati parzialmente assorbiti dalla maggiore perdita operativa (-349 milioni di euro) registrata negli aggregati Altre attività e Corporate e

9 società finanziarie dovuta in particolare alla rilevazione di maggiori accantonamenti a fondi rischi e spese future (231 milioni di euro), in particolare di natura ambientale, e di oneri assicurativi (119 milioni di euro). L utile netto conseguito nel terzo trimestre 2005 ammonta a milioni di euro con un aumento di 755 milioni di euro rispetto al terzo trimestre 2004, pari al 47,6%, a seguito essenzialmente dell incremento dell utile operativo di milioni di euro (+43,8%) di cui 328 milioni di euro riferiti al maggior utile di magazzino sulle rimanenze registrato in particolare nel settore Exploration & Production a seguito dell aumento del prezzo del barile in dollari USA (Brent +48,1%) e della produzione venduta degli idrocarburi (+14,6 milioni di boe), i cui effetti sono stati parzialmente assorbiti dalla variazione negativa degli special item (597 milioni di euro) riferita a maggiori accantonamenti ai fondi rischi e spese future (225 milioni di euro), in particolare di natura ambientale, a maggiori svalutazioni di attività (145 milioni di euro), a oneri assicurativi (119 milioni di euro), nonché al venir meno delle plusvalenze sulle razionalizzazioni di portafoglio effettuate dal settore E&P nel terzo trimestre 2004 (173 milioni di euro). All incremento dell utile netto ha contribuito inoltre l aumento dei proventi su partecipazioni (186 milioni di euro) riferiti essenzialmente al miglioramento dei risultati conseguiti in particolare dalle società partecipate nel settore Gas & Power, nonché alle maggiori plusvalenze su cessioni di partecipazioni (plusvalenza di 135 milioni di euro sulla cessione della IP nel 2005; plusvalenza di 94 milioni di euro sulla cessione dell Agip do Brasil SA nel 2004). Questi aumenti sono stati parzialmente assorbiti dalle maggiori imposte sul reddito (646 milioni di euro). L utile netto adjusted del terzo trimestre 2005, escludendo perciò l effetto positivo dell utile di magazzino, al netto dell effetto fiscale, di 317 milioni di euro e quello negativo degli special item, al netto dell effetto fiscale, di 423 milioni di euro ammonta a milioni di euro con un aumento di 998 milioni di euro, pari al 68,9%. L utile operativo a valori correnti conseguito nel terzo trimestre 2005 ammonta a milioni di euro con un aumento di 948 milioni di euro rispetto al terzo trimestre 2004, pari al 34,6%, dovuto essenzialmente agli incrementi registrati nei settori: (i) Exploration & Production (1.239 milioni di euro, pari al 50,8%) connesso essenzialmente all incremento del prezzo in dollari degli idrocarburi di produzione (petrolio +48,2%; gas naturale +14%) e dalla crescita della produzione venduta di idrocarburi (+14,6 milioni di boe, pari al 10,7%), i cui effetti sono stati parzialmente assorbiti dalla variazione negativa degli special item (-295 milioni di euro), riferita a maggiori svalutazioni di attività (132 milioni di euro), al venir meno delle plusvalenze su razionalizzazioni di portafoglio effettuate nel 2004 (173 milioni di euro), nonché all aumento dei costi operativi associati alla produzione e degli ammortamenti; (ii) Refining & Marketing (95 milioni di euro, pari al 67,9%) connesso essenzialmente all aumento del margine di raffinazione (+2,74 dollari/barile il margine sul Brent, pari al 64%), i cui effetti sono stati parzialmente assorbiti dalla flessione dei margini di distribuzione sulla rete in Italia. Questi incrementi sono stati parzialmente assorbiti dal peggioramento registrato: (i) nel settore Petrolchimica (-140 milioni di euro, da un utile di 77 a una perdita di 63 milioni di euro) per effetto essenzialmente della flessione dei margini di vendita dei prodotti, in particolare nelle olefine, dovuta all aumento del costo delle materie prime petrolifere non riflesso sui prezzi di vendita; (ii) negli aggregati Altre attività e Corporate e società finanziarie (-220 milioni di euro) per effetto essenzialmente della rilevazione di maggiori accantonamenti a fondi rischi e spese future (137 milioni di euro), in particolare di natura ambientale, e a oneri assicurativi (119 milioni di euro). 7

10 Analisi delle voci del conto economico Ricavi della gestione caratteristica (milioni di euro) Var. ass. Var. % Var. ass. Var. % ,7 Exploration & Production , ,1 Gas & Power , ,7 Refining & Marketing , ,9 Petrolchimica , (25) (3,7) Altre attività (177) (8,0) ,8 Corporate e società finanziarie ,6 (3.685) (4.981) (1.296) (35,2) Elisioni di consolidamento (9.657) (13.228) (3.571) (37,0) , ,7 I ricavi della gestione caratteristica conseguiti nei primi nove mesi del 2005 ( milioni di euro) sono aumentati di milioni di euro rispetto ai primi nove mesi del 2004, pari al 27,7%, per effetto essenzialmente dell incremento delle quotazioni dei prodotti e della crescita dei volumi venduti in tutti i principali settori di attività, i cui effetti sono stati parzialmente assorbiti dall impatto dell indebolimento del dollaro sull euro. I ricavi del settore Exploration & Production ( milioni di euro) sono aumentati di milioni di euro, pari al 47,3%, per effetto essenzialmente dell incremento del prezzo del barile di produzione in dollari (petrolio +43,9%; gas naturale +17,5%) e della crescita della produzione venduta di idrocarburi (+29,8 milioni di boe, pari al 7,1%), i cui impatti sono stati parzialmente assorbiti dall apprezzamento dell euro sul dollaro. I ricavi del settore Gas & Power ( milioni di euro) sono aumentati di milioni di euro, pari al 28,5%, per effetto essenzialmente dell aumento del prezzo del gas naturale e della crescita dei volumi venduti di gas naturale (+1,51 miliardi di metri cubi, pari al 2,8%) e della produzione venduta di energia elettrica (+7,06 terawattora, pari al 73,2%), i cui impatti sono stati parzialmente assorbiti dall apprezzamento dell euro sul dollaro. I ricavi del settore Refining & Marketing ( milioni di euro) sono aumentati di milioni di euro, pari al 27%, per effetto essenzialmente dell aumento delle quotazioni dei greggi e dei prodotti petroliferi, parzialmente assorbito dall apprezzamento dell euro sul dollaro, nonché dall impatto della vendita nell agosto 2004 delle attività di distribuzione di prodotti petroliferi e di GPL in Brasile. I ricavi del settore Petrolchimica (4.599 milioni di euro) sono aumentati di 744 milioni di euro, pari al 19,3%, per effetto essenzialmente dell incremento di circa il 16% dei prezzi medi di vendita dei prodotti e della crescita del 3,6% dei volumi venduti. 8

11 RICAVI PER AREA GEOGRAFICA (milioni di euro) Var. ass. Var. % Var. ass. Var. % ,7 Italia , ,3 Resto dell Unione Europea , ,5 Resto dell Europa , ,7 Americhe , ,5 Africa , ,5 Asia e altre aree , ,9 Totale estero , , ,7 I ricavi conseguiti nel terzo trimestre 2005 ( milioni di euro) sono aumentati di milioni di euro rispetto al terzo trimestre 2004, pari al 37,3%, per effetto essenzialmente dell incremento delle quotazioni del petrolio, del gas naturale e dei prodotti petroliferi, nonché della crescita dei volumi venduti nei principali settori. Altri ricavi e proventi Gli altri ricavi e proventi conseguiti nei primi nove mesi del 2005 (478 milioni di euro) sono diminuiti di 509 milioni di euro, pari al 51,6%, per effetto essenzialmente delle minori plusvalenze sulla vendita di attività in relazione alla circostanza che nei primi nove mesi del 2004 vennero conseguite plusvalenze sulle razionalizzazioni di portafoglio effettuate dal settore E&P (291 milioni di euro), nonché della circostanza che nello stesso periodo venne rimborsata parte del tributo ambientale pagato alla Regione Sicilia in base alla legge regionale 26 marzo 2002 n. 2 (11 milioni di euro). Costi operativi (milioni di euro) Var. ass. Var. % Var. ass. Var. % ,1 Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi , ,6 Costo lavoro , , ,1 I costi operativi sostenuti nei primi nove mesi del 2005 ( milioni di euro) sono aumentati di milioni di euro rispetto ai primi nove mesi del 2004, pari al 22,1%, per effetto essenzialmente: (i) dell incremento del costo di approvvigionamento delle cariche petrolifere e petrolchimiche, nonché del gas naturale; (ii) dei 9

12 maggiori accantonamenti ai fondi rischi e spese future (712 milioni di euro nei primi nove mesi del 2005, 339 milioni di euro nei primi nove mesi del 2004), in particolare di natura ambientale, negli aggregati Altre attività e Corporate e società finanziarie ; (iii) dell accantonamento (119 milioni di euro) connesso all extra-premio 2005 e all adeguamento del fondo rischi e spese future alla stima degli oneri che saranno liquidati nei prossimi cinque esercizi a fronte della maggiorazione del premio (ipotizzando un livello di sinistrosità normale) 1 in relazione alla partecipazione dell Eni alla mutua assicurazione Oil Insurance Ltd. Questi aumenti sono stati parzialmente assorbiti dagli effetti della conversione dei bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall euro, nonché della vendita di attività in Brasile. Il costo lavoro (1.899 milioni di euro) è aumentato di 42 milioni di euro, pari al 2,3%, per effetto essenzialmente della crescita del costo lavoro unitario in Italia, il cui impatto è stato parzialmente assorbito dalla riduzione dell occupazione media in Italia, nonché dagli effetti della vendita di attività in Brasile e della conversione dei bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall euro. Occupazione (unità) Var. ass. Exploration & Production Gas & Power (506) Refining & Marketing (139) Petrolchimica Altre attività (498) Corporate e società finanziarie (917) Saipem (1) Totale (1) Controllata di fatto non inclusa nell area di consolidamento. L occupazione al 30 settembre 2005 è di unità con una diminuzione di 917 unità rispetto al 31 dicembre 2004, pari all 1,9%. In Italia l occupazione ( unità) è diminuita di 312 unità per effetto essenzialmente delle variazioni dell area di consolidamento (-723 unità, di cui per la vendita del business idrico 433 unità, dei Servizi Tecnici di Porto Marghera 187 unità e Italiana Petroli 103 unità), in parte compensata dal saldo positivo fra assunzioni e risoluzioni di 411 unità. Nei primi nove mesi del 2005 sono state effettuate assunzioni, di cui 938 a tempo indeterminato (500 laureati, di cui 281 neo laureati) e 961 risoluzioni (di cui 642 a tempo indeterminato). All estero l occupazione ( unità) è diminuita di 605 unità. (1) L extra-premio 2005 e l adeguamento del fondo sono connessi al livello eccezionale di sinistri che si sono verificati nel 2004 e nel 2005, in particolare gli uragani nel Golfo del Messico nel e l incendio della piattaforma El Temsah nell offshore egiziano nell agosto

13 Ammortamenti e svalutazioni (milioni di euro) Var. ass. Var. % Var. ass. Var. % ,6 Exploration & Production , ,5 Gas & Power , (3) (2,7) Refining & Marketing (7) (2,0) ,1 Petrolchimica , (3) (21,4) Altre attività (10) (25,6) (11) (44,0) Corporate e società finanziarie (20) (26,0) ,2 Totale ammortamenti , Svalutazioni , , ,3 Gli ammortamenti stanziati nei primi nove mesi del 2005 (3.648 milioni di euro) sono aumentati di 422 milioni di euro rispetto ai primi nove mesi del 2004, pari al 13,1%, essenzialmente nei settori: (i) Exploration & Production (403 milioni di euro), in relazione all aumento delle produzioni, al costo più elevato degli investimenti di sviluppo, alla maggiore incidenza degli investimenti di mantenimento del livello produttivo di giacimenti maturi, nonché agli effetti della revisione delle stime dei costi di abbandono di alcuni giacimenti. Questi aumenti sono stati parzialmente assorbiti dall impatto della conversione dei bilanci di imprese operanti in aree diverse dall euro; (ii) Gas & Power (54 milioni di euro), in relazione all entrata in esercizio del gasdotto Greenstream e di nuova capacità di generazione elettrica. Le svalutazioni (283 milioni di euro) hanno riguardato essenzialmente i settori Exploration & Production, Petrolchimica, nonché l aggregato Altre attività. Oneri finanziari netti Gli oneri finanziari netti sostenuti nei primi nove mesi del 2005 (223 milioni di euro) sono aumentati di 160 milioni di euro rispetto ai primi nove mesi del 2004 per effetto dei maggiori oneri connessi alla valutazione al fair value degli strumenti finanziari derivati e dei maggiori tassi d interesse sui finanziamenti in dollari (Libor +1,9 punti percentuali), i cui effetti sono stati parzialmente assorbiti dalla riduzione dell indebitamento finanziario netto medio. Proventi netti su partecipazioni I proventi netti su partecipazioni conseguiti nei primi nove mesi del 2005 ammontano a 778 milioni di euro e riguardano: (i) le quote di competenza degli utili di periodo delle imprese partecipate valutate con il metodo del patrimonio netto (576 milioni di euro), in particolare nei settori Gas & Power (282 milioni di euro) e Refining & Marketing (180 milioni di euro), nonché la Saipem (74 milioni di euro); (ii) le plusvalenze da dismissioni (173 milioni di euro) riferite in particolare alla partecipazione del 100% nella IP (139 milioni di euro) e alla partecipazione del 2,33% nella Nuovo Pignone Holding SpA (24 milioni di euro); (iii) i dividendi derivanti da partecipazioni valutate al costo (29 milioni di euro). 11

14 L aumento dei proventi netti su partecipazioni di 25 milioni di euro è dovuto essenzialmente al miglioramento del risultato delle partecipate del settore Gas & Power, in particolare Galp Energia SGPS SA (Eni 33,34%), Blue Stream Pipeline Co BV (Eni 50%) e Unión Fenosa Gas SA (Eni 50%). Questi miglioramenti sono stati parzialmente assorbiti dalle minori plusvalenze derivanti dalla cessione di partecipazioni (264 milioni di euro); infatti nei primi nove mesi del 2004 vennero venduti il 9,054% di Snam Rete Gas e il 100% di Agip do Brasil SA e altre partecipazioni minori (con una plusvalenza complessiva di 437 milioni di euro), a fronte della plusvalenza complessiva di 173 milioni di euro conseguita nei primi nove mesi del Imposte sul reddito Le imposte sul reddito (5.848 milioni di euro) sono aumentate di milioni di euro rispetto ai primi nove mesi del 2004, pari al 41,3%, a seguito essenzialmente dell aumento dell utile prima delle imposte di milioni di euro. L incremento di 1,4 punti percentuali del tax rate (dal 44,3% al 45,7%) è connesso essenzialmente all aumentata incidenza dell utile prodotto all estero dalle società del settore E&P soggette a fiscalità più elevata, nonché alla circostanza che nei primi nove mesi del 2004 vennero rilevate maggiori plusvalenze esenti da Ires (173 milioni di euro) sulla cessione di partecipazioni. Utile di terzi azionisti L utile di competenza di terzi azionisti (257 milioni di euro) riguarda essenzialmente Snam Rete Gas SpA (251 milioni di euro). Stato patrimoniale (milioni di euro) Var. ass. vs. Var. ass. vs Capitale investito netto (820) Patrimonio netto compresi gli interessi di terzi azionisti Indebitamento finanziario netto (4.085) (3.171) Coperture (820) Debiti finanziari e obbligazionari (2.816) (1.954) a breve termine (2.480) (1.749) a lungo termine (336) (205) Disponibilità, titoli e altri attivi finanziari (2.082) (2.134) (3.351) (1.269) (1.217) Indebitamento finanziario netto (4.085) (3.171) Il deprezzamento dell euro rispetto al 31 dicembre 2004 nei confronti delle altre valute, in particolare sul dollaro (-11,6%) 2, ha determinato nella conversione dei bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall euro ai cambi al 30 settembre 2005 un aumen- (2) Cambio EUR/USD al 31 dicembre ,362; al 30 settembre 1,

15 to del capitale investito netto di circa 2 miliardi di euro, del patrimonio netto di circa un miliardo di euro e dell indebitamento finanziario netto di circa un miliardo di euro. L indebitamento finanziario netto al 30 settembre 2005 ammonta a milioni di euro con una diminuzione di milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2004 dovuta essenzialmente all elevato flusso di cassa generato dalla gestione, su cui hanno inciso fattori di stagionalità, nonché agli incassi da dismissione (523 milioni di euro), i cui effetti sono stati parzialmente assorbiti: (i) dai fabbisogni connessi agli investimenti tecnici e in partecipazioni (4.781 milioni di euro), al pagamento dei dividendi 2004 (3.586 milioni di euro, di cui milioni da parte dell Eni SpA 3 ) e al proseguimento del programma di buy-back; (ii) dall impatto della conversione dei bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall euro (circa 980 milioni di euro). I debiti finanziari e obbligazionari ammontano a milioni di euro, di cui milioni a breve termine (comprensivi delle quote in scadenza entro 12 mesi dei debiti finanziari a lungo termine di 808 milioni di euro) e milioni di euro a lungo termine. Il patrimonio netto al 30 settembre 2005 ( milioni di euro) è aumentato di milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2004 per effetto essenzialmente dell utile netto del periodo prima degli interessi di terzi azionisti (6.940 milioni di euro) e dell impatto della conversione dei bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall euro (circa un miliardo di euro), i cui effetti sono stati parzialmente assorbiti dal pagamento dei dividendi 2004 (3.586 milioni di euro) e dall acquisto di azioni proprie. Al 30 settembre 2005 il leverage (rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto compresi gli interessi di terzi azionisti) è dello 0,16 rispetto allo 0,30 al 31 dicembre Nel periodo 1 gennaio-4 novembre 2005 sono state acquistate 33,94 milioni di azioni proprie per il corrispettivo di 729 milioni di euro (in media 21,480 euro per azione). Dalla data di inizio del programma (1 settembre 2000) sono state acquistate 268,75 milioni di azioni proprie, pari al 6,71% del capitale sociale, per il corrispettivo di milioni di euro (in media 14,760 euro per azione). Investimenti tecnici (milioni di euro) Var. ass. Var. % Var. ass. Var. % ,4 Exploration & Production (171) (4,7) (108) (32,9) Gas & Power (358) (32,6) (40) (24,5) Refining & Marketing (101) (23,0) ,5 Petrolchimica , ,5 Altre attività , (7) (20,6) Corporate e società finanziarie (38) (35,2) (53) (3,1) Investimenti tecnici (663) (12,3) Gli investimenti tecnici effettuati nei primi nove mesi del 2005 ammontano a milioni di euro, di cui il 96% nei settori Exploration & Production, Gas & Power e (3) L acconto sul dividendo dell esercizio 2005 di circa 1,7 miliardi di euro (0,45 per azione), deliberato dal Consiglio di Amministrazione nella riunione del 21 settembre 2005 è stato messo in pagamento dal 27 ottobre

16 Refining & Marketing. La riduzione di 663 milioni di euro rispetto ai primi nove mesi del 2004, pari al 12,3%, è dovuta: (i) al completamento di importanti progetti (in particolare South Pars in Iran, la sezione onshore e gli impianti di trattamento sulla costa nell ambito del progetto Libia Gas, nonché il gasdotto Greenstream); (ii) alla finalizzazione del programma di espansione della capacità di energia elettrica; (iii) all effetto dell apprezzamento dell euro sul dollaro. Gli investimenti tecnici del settore Exploration & Production (3.448 milioni di euro) hanno riguardato essenzialmente gli investimenti di sviluppo (2.857 milioni di euro), realizzati prevalentemente all estero (2.587 milioni di euro), in particolare in Kazakhstan, Libia, Angola ed Egitto. In Italia gli investimenti di sviluppo (270 milioni di euro) hanno riguardato in particolare il proseguimento del programma di perforazione di pozzi di sviluppo e di completamento dei lavori per la realizzazione di impianti e infrastrutture in Val d Agri, nonché interventi di sidetrack e di infilling nelle aree mature. Gli investimenti di ricerca esplorativa (335 milioni di euro) hanno riguardato per il 97% le attività all estero; in particolare nei seguenti paesi: Norvegia, Egitto, Brasile, Golfo del Messico e Indonesia; in Italia, essenzialmente le aree nell onshore della Sicilia e dell Italia Centrale. Gli investimenti per l acquisto di riserve certe, probabili e possibili sono stati di 225 milioni di euro e hanno riguardato: (i) l acquisto dell ulteriore quota dell 1,85% del progetto di sviluppo del giacimento Kashagan con un esborso di 200 milioni di dollari. La quota di partecipazione dell Eni nel progetto è salita dal 16,67% al 18,52%; (ii) l acquisto di permessi esplorativi e di due giacimenti nella fase di pre-sviluppo nel Nord dell Alaska; (iii) il 40% delle concessioni in sviluppo OML 120 e OML 121 nell offshore nigeriano. Gli investimenti tecnici del settore Gas & Power (741 milioni di euro) hanno riguardato essenzialmente: (i) lo sviluppo e il mantenimento della rete di trasporto del gas naturale in Italia (426 milioni di euro); (ii) il proseguimento del programma di costruzione delle centrali a ciclo combinato per la generazione di energia elettrica (170 milioni di euro), in particolare presso i siti di Brindisi e Ferrara; (iii) l estensione e il mantenimento della rete di distribuzione del gas naturale in Italia (102 milioni di euro). Gli investimenti tecnici del settore Refining & Marketing (339 milioni di euro) hanno riguardato: (i) l attività di raffinazione e di logistica in Italia per il miglioramento della flessibilità del sistema e delle rese degli impianti, tra cui il completamento dell impianto di gassificazione dei residui pesanti di lavorazione presso la raffineria di Sannazzaro; (ii) il potenziamento della rete di distribuzione di prodotti petroliferi in Italia (74 milioni di euro); (iii) il potenziamento della rete di distribuzione di prodotti petroliferi e l acquisto di stazioni di servizio nel resto d Europa (37 milioni di euro). Evoluzione prevedibile della gestione Le previsioni sull andamento nel 2005 delle produzioni e delle vendite dei principali settori di attività dell Eni sono le seguenti: produzione giornaliera di idrocarburi: in aumento rispetto al 2004 (1,62 milioni di boe/giorno), in linea con il tasso medio di incremento annuo programmato nel periodo (superiore al 5%) che tiene conto degli effetti del declino produttivo di giacimenti maturi. La crescita sarà realizzata all estero (in partico- 14

17 lare in Libia, Angola, Iran, Algeria e Kazakhstan) per effetto dell entrata a regime della produzione dei giacimenti avviati nell ultima parte del 2004 e nei primi nove mesi del 2005, nonché degli avvii programmati nel quarto trimestre del 2005; volumi venduti di gas naturale: in aumento di circa il 5% rispetto al 2004 (84,45 miliardi di metri cubi 4 ) per effetto dell incremento atteso nei mercati nel resto d Europa (+9%), in particolare in Spagna, Francia, Turchia e Germania, nonché nelle vendite a importatori in Italia. In Italia le vendite di gas naturale sono previste in aumento per effetto della crescita della domanda nazionale e dei maggiori impieghi di gas nella produzione di energia elettrica nelle centrali EniPower, i cui effetti saranno parzialmente assorbiti dalla pressione competitiva; produzione venduta di energia elettrica: in aumento di circa il 60% (13,85 terawattora nel 2004) per effetto dell avvio/entrata a regime di circa 3 gigawatt di capacità di generazione riferita ai nuovi gruppi di potenza presso i siti di Mantova e Brindisi, nonché ai gruppi già installati a Ravenna e Ferrera Erbognone. A fine esercizio la capacità installata complessiva di generazione elettrica è prevista di circa 4,3 gigawatt (3,3 gigawatt al 31 dicembre 2004); lavorazioni in conto proprio: in aumento di circa il 3% (37,68 milioni di tonnellate nel 2004) per effetto delle maggiori lavorazioni previste sulle raffinerie di Taranto e Livorno, nonché sulle raffinerie di terzi, parzialmente assorbite dagli impatti della fermata per manutenzione della raffineria di Porto Marghera nei primi mesi del 2005, nonché della ridotta attività della raffineria di Gela a inizio esercizio dovuta ai danni della mareggiata di fine È previsto il pieno impiego della capacità bilanciata; vendite di prodotti petroliferi: in Italia le vendite sulla rete a marchio Agip sono previste in leggera flessione rispetto al 2004 (8,89 milioni di tonnellate) a seguito della diminuzione attesa dei consumi nazionali, il cui effetto sarà parzialmente compensato dalla maggiore efficienza della rete. Nel resto d Europa prosegue il trend di crescita dei volumi nonostante la flessione dei consumi, anche per effetto delle acquisizioni, in particolare in Germania, Spagna e Repubblica Ceca. Nel 2005 sono previsti investimenti tecnici di circa 7,5 miliardi di euro, di cui circa il 96% riferiti ai settori Exploration & Production, Gas & Power e Refining & Marketing. Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del trimestre Il 20 ottobre 2005 nell incontro avuto con i vertici di Gazprom è stato concordato di promuovere nuovi accordi nelle attività di esplorazione di idrocarburi in Russia, nelle vendite di prodotti petroliferi fuori dalla Russia e nella commercializzazione di gas in Europa. In relazione alle intese raggiunte, è stato deciso con Gazprom di considerare superato l accordo siglato il 10 maggio e di procedere alla definizione di un nuovo e più ampio accordo che, ove necessario, sarà sottoposto alle autorizzazioni delle Autorità Antitrust competenti. Sono in corso i contatti volti a finalizzare l intesa quadro. Il 27 ottobre 2005 è stato messo in pagamento l acconto sul dividendo dell esercizio 2005 di 0,45 euro per azione deliberato dal Consiglio di Amministrazione dell Eni nella riunione del 21 settembre L esborso complessivo è stato di circa 1,7 miliardi di euro. (4) Include i volumi di gas per autoconsumi e la quota Eni delle vendite di società collegate e di imprese rilevanti. (5) L illustrazione dell accordo è indicata nella relazione semestrale al 30 giugno 2005 nel capitolo Andamento operativo - Gas & Power - Gas naturale - Accordo Gazprom/Gazexport. 15

18 Exploration & Production (milioni di euro) Var. ass. Var. % Var. ass. Var. % ,7 Ricavi , ,8 Utile operativo ,0 (163) Esclusione special item (96) ,4 Utile operativo adjusted ,5 L utile operativo dei primi nove mesi ammonta a milioni di euro con un aumento di milioni di euro rispetto ai primi nove mesi del 2004, pari al 52%, per effetto essenzialmente: (i) dell incremento del prezzo del barile di produzione in dollari (petrolio +43,9%; gas naturale +17,5%); (ii) della crescita della produzione venduta di idrocarburi (29,8 milioni di boe, pari al 7,1%). Questi fattori positivi sono stati parzialmente assorbiti: (i) dall incremento dei costi associati alla produzione e degli ammortamenti connessi al costo più elevato degli investimenti di sviluppo, alla maggiore incidenza degli investimenti di mantenimento del livello produttivo di giacimenti maturi, nonché agli effetti della revisione delle stime dei costi di abbandono di alcuni giacimenti; (ii) dalla variazione negativa degli special item (387 milioni di euro) in relazione al venir meno delle plusvalenze conseguite nelle razionalizzazioni di portafoglio effettuate (291 milioni di euro) nel 2004, nonché alle maggiori svalutazioni di attività (117 milioni di euro); (iii) dall impatto (circa 280 milioni di euro, in parte riferito alla conversione dei bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall euro) dell apprezzamento dell euro sul dollaro (+3,1%) Var. ass. Var. % Var. ass. Var. % ,0 Produzione giornaliera di idrocarburi (1) (migliaia di boe) , (15) (5,6) Italia (8) (3,0) ,7 Africa Settentrionale , ,4 Africa Occidentale , ,7 Mare del Nord (29) (9,4) ,0 Resto del mondo ,8 138,5 152,5 14,0 10,1 Produzione venduta (1) (milioni di boe) 425,3 453,9 28,6 6,7 (1) Include la quota Eni della produzione di joint venture valutate con il metodo del patrimonio netto a partire dal 1 gennaio 2005 (in precedenza consolidate proporzionalmente). Nei primi nove mesi del 2005 la produzione di idrocarburi è stata di mila barili di petrolio equivalente (boe/giorno) con un aumento di 116 mila boe rispetto ai primi nove mesi del 2004, pari al 7,3%; l aumento si eleva al 9,4% se si esclude l effetto prezzo nei Production Sharing Agreement (PSA) 6 e nei contratti di buy-back. La crescita produttiva si è registrata in particolare in Libia, Angola, Iran, Algeria e Kazakhstan. (6) Nei PSA 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 (Cost Oil) sostenuti nell anno con una quota di produzione 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). 16

19 Questi aumenti sono stati parzialmente assorbiti: (i) dalla minore attribuzione di produzione (-35 mila boe/giorno) nei PSA e nei contratti di buy-back dovuta all aumento del prezzo del barile; (ii) dal declino produttivo di giacimenti maturi, essenzialmente in Italia (gas naturale) e Regno Unito; (iii) dall impatto delle razionalizzazioni di portafoglio effettuate nel 2004 (-23 mila boe/giorno) e degli uragani nel Golfo del Messico (-4 mila boe/giorno). La quota di produzione estera sul totale raggiunge l 85% (83% nei primi nove mesi del 2004). La produzione giornaliera di petrolio e condensati (1.104 mila barili) è aumentata di 89 mila barili rispetto ai primi nove mesi del 2004, pari all 8,8%, a seguito degli incrementi produttivi registrati in: (i) Angola, per effetto dell entrata a regime dei giacimenti Hungo e Chocalho, nell ambito della fase A del progetto di sviluppo Kizomba, e dell avvio dei giacimenti Kissanje e Dikanza nell ambito della fase B dello stesso progetto nel Blocco 15 (Eni 20%), nonché dell avvio dei giacimenti North Sanha-Bomboco situati nell area B del Blocco 0 (Eni 9,8%); (ii) Libia, per effetto dell entrata a regime dei giacimenti Wafa (Eni 50%) ed Elephant (Eni 23,33%); (iii) Iran, per effetto dell entrata a regime del giacimento South Pars fasi 4-5 (Eni operatore con il 60%) e della crescita produttiva dei giacimenti Dorood (Eni 45%) e Darquain (Eni operatore con il 60%); (iv) Algeria, per effetto dell entrata a regime del giacimento Rod e satelliti (Eni operatore con il 63,96%); (v) Kazakhstan, nel giacimento Karachaganak (Eni cooperatore con il 32,5%) per effetto della crescita delle esportazioni attraverso l oleodotto del Caspian Pipeline Consortium che si collega con il terminale russo di Novorossiysk sul Mar Nero; (vi) Italia, per effetto dell aumento di produzione in Val d Agri dovuto all entrata a regime del quarto treno di trattamento del centro olio. Questi aumenti sono stati parzialmente assorbiti dal declino produttivo di giacimenti maturi, in particolare nel Regno Unito, e dall impatto delle razionalizzazioni di portafoglio effettuate nel La produzione giornaliera di gas naturale (610 mila boe) è aumentata di 27 mila boe rispetto ai primi nove mesi del 2004, pari al 4,6%, a seguito essenzialmente degli incrementi registrati in Libia, in relazione all entrata a regime del giacimento Wafa (Eni 50%), Egitto, Norvegia e Pakistan. Questi aumenti sono stati parzialmente assorbiti dalle riduzioni registrate in particolare in Italia e nel Regno Unito a seguito del declino produttivo di giacimenti maturi e dall impatto delle razionalizzazioni di portafoglio effettuate nel La produzione venduta di idrocarburi è stata di 453,9 milioni di boe. La differenza rispetto alla produzione di 14,1 milioni di boe è dovuta essenzialmente ai volumi di gas naturale destinati all autoconsumo (11,7 milioni di boe). L utile operativo del terzo trimestre ammonta a milioni di euro con un aumento di milioni di euro rispetto al terzo trimestre 2004, pari al 50,8%, dovuto essenzialmente all incremento del prezzo del barile di produzione in dollari (petrolio +48,2%; gas naturale +14%) e alla crescita della produzione venduta di idrocarburi (14,6 milioni di boe, pari al 10,7%), i cui effetti sono stati parzialmente assorbiti: (i) dalla variazione negativa degli special item (295 milioni di euro) in relazione al venir meno delle plusvalenze conseguite nelle razionalizzazioni di portafoglio effettuate nel 2004 di 173 milioni di euro, nonché alle maggiori svalutazioni di attività (132 milioni di euro); (ii) dall incremento dei costi associati alla produzione e degli ammortamenti. 17

20 Nel terzo trimestre la produzione giornaliera di idrocarburi è stata di mila boe con un aumento di 170 mila boe rispetto al terzo trimestre 2004, pari all 11%; l aumento percentuale si eleva al 13,6% se si esclude l effetto prezzo nei PSA e nei contratti di buy-back. La crescita produttiva si è registrata essenzialmente in Libia, Angola, Algeria, Egitto e Iran. Questi aumenti sono stati parzialmente assorbiti: (i) dalla minore attribuzione di produzione (-40 mila boe/giorno) nei PSA e nei contratti di buy-back dovuta all aumento del prezzo del barile; (ii) dal declino produttivo di giacimenti maturi, essenzialmente in Italia (gas naturale) e Regno Unito; (iii) dall impatto delle vendite di attività effettuate nel 2004 (-13 mila boe/giorno) e degli uragani nel Golfo del Messico (-10 mila boe/giorno). La produzione giornaliera di petrolio e condensati (1.106 mila barili) è aumentata di 103 mila barili, pari al 10,3%, a seguito degli aumenti registrati essenzialmente in Angola, in relazione in particolare all avvio della fase B del progetto di sviluppo Kizomba, nonché in Algeria, Libia e Iran. Questi incrementi sono stati parzialmente assorbiti: (i) dalle riduzioni registrate nel Mare del Nord, in relazione al declino produttivo di giacimenti maturi e agli impatti delle razionalizzazioni di portafoglio effettuate nel 2004; (ii) dall impatto degli uragani nel Golfo del Messico. La produzione giornaliera di gas naturale (609 mila boe) è aumentata di 66 mila boe, pari al 12,2%, a seguito essenzialmente degli aumenti registrati in Libia, Egitto e Kazakhstan, parzialmente assorbiti dal declino produttivo di giacimenti maturi in Italia e dall impatto degli uragani nel Golfo del Messico. 18

21 Gas & Power (milioni di euro) Var. ass. Var. % Var. ass. Var. % ,1 Ricavi , ,2 Utile operativo ,1 12 (65) (77) Esclusione utile di magazzino (16) (95) (79) ,4 Utile operativo a valori correnti , Esclusione special item ,8 Utile operativo adjusted ,0 L utile operativo a valori correnti dei primi nove mesi del 2005 ammonta a milioni di euro con un aumento di 51 milioni di euro rispetto ai primi nove mesi del 2004, pari al 2%, dovuto essenzialmente: (i) alla crescita dei volumi venduti (+2,93 miliardi di metri cubi, inclusi i maggiori autoconsumi, pari al 5,3%) e distribuiti; (ii) all aumento del risultato dell attività di trasporto in Italia e all estero. Questi fattori positivi sono stati parzialmente assorbiti: (i) dalla stima dell impatto dell applicazione, con effetto dal 1 gennaio 2005, della delibera 248/ dell Autorità per l energia elettrica e il gas (-114 milioni di euro) alla luce di una recente decisione del Consiglio di Stato che ha sospeso l efficacia della sentenza del TAR impugnata dall Autorità, allo stato limitatamente a uno dei soggetti ricorrenti; (ii) dalla flessione dei margini commerciali connessa alla pressione competitiva, i cui effetti sono stati parzialmente compensati dal diverso andamento dei parametri energetici di riferimento per la determinazione dei prezzi del gas naturale in acquisto e in vendita; (iii) da accantonamenti a fondi per rischi e oneri (46 milioni di euro); (iv) dalla riduzione delle tariffe di distribuzione dovuta essenzialmente all impatto del nuovo sistema tariffario dell attività di distribuzione in applicazione della delibera dell Autorità per l energia elettrica e il gas n. 170/ L attività di generazione elettrica ha conseguito l utile operativo di 126 milioni di euro con un aumento di 43 milioni di euro, pari al 51,8%, dovuto essenzialmente alla crescita della produzione venduta (7,06 terawattora, pari al 73,2%), i cui effetti sono stati parzialmente assorbiti: (i) dalla flessione del margine di vendita connesso al (7) Con la delibera l Autorità ha disposto una revisione dei parametri con cui la componente materia prima viene aggiornata nelle formule di vendita ai consumatori finali, introducendo tra l altro una clausola di salvaguardia che attenua le variazioni per livelli di prezzi dell energia considerati anomali (Brent oltre i 35 dollari al barile o inferiore a 20 dollari al barile), nell assunto che ciò costituisca prassi di mercato in relazione ai contratti di importazione di gas in Italia (i contenuti della delibera sono riportati nel paragrafo Gas & Power della relazione semestrale). La delibera stabilisce altresì che l Autorità potrà riesaminare le misure introdotte alla luce delle condizioni economiche dei contratti di importazione prodotte dagli operatori; l Eni ha comunicato informazioni sui suoi contratti che, tenuto conto del loro peso rispetto all import complessivo del mercato italiano, potranno consentire all Autorità il riesame della delibera, in particolare relativamente agli anni successivi al Il TAR per la Lombardia, su ricorsi di Eni e di altri operatori, ha disposto l annullamento della delibera n. 248/2004. Nel periodo luglio-ottobre 2005 sono state depositate le varie sentenze di merito del TAR per la Lombardia, tutte con analogo contenuto. Peraltro, l efficacia della delibera 248/2004 era già stata precedentemente sospesa da parte dello stesso TAR per la Lombardia, fin dal gennaio Si è in attesa della decisione di merito da parte del Consiglio di Stato. Per maggiori informazioni sulla delibera n. 248 del 29 dicembre 2004, v. la relazione semestrale al 30 giugno 2005 nel capitolo Andamento operativo - Gas & Power - Gas naturale - Regolamentazione. (8) La delibera 170/2004 definisce la metodologia di determinazione delle tariffe di distribuzione gas per il secondo periodo regolatorio (1 ottobre settembre 2008); in particolare il nuovo sistema tariffario stabilisce che il tasso di remunerazione del capitale investito è fissato al 7,5% (rispetto all 8,8% del primo periodo regolatorio) e che il tasso di recupero della produttività (price cap) è pari al 5% dei costi di gestione e ammortamenti (rispetto al 3% finora applicato ai costi complessivi). Il TAR con sentenza del 16 febbraio 2005 ha annullato tale delibera; l Autorità ha fatto ricorso con urgenza al Consiglio di Stato che, l 8 marzo 2005, ha sospeso il provvedimento del TAR in attesa del giudizio di merito. 19