ERG rende noti i risultati operativi preliminari consolidati del terzo trimestre e dei primi nove mesi del 2006

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1 Comunicato stampa ERG rende noti i risultati operativi preliminari consolidati del terzo trimestre e dei primi nove mesi del 2006 Aggiornamento sulle attività del Gruppo presso il sito di Priolo Terzo trimestre Margine operativo lordo: MOL Risultato operativo netto: RON MOL consolidato a valori correnti 2 : 163 milioni di Euro, - 12% vs 3 trimestre 2005 RON consolidato a valori correnti 2 : 127 milioni di Euro, - 13% vs 3 trimestre 2005 MOL consolidato 3 : 101 milioni di Euro, - 66% vs 3 trimestre 2005 RON consolidato 3 : 65 milioni di Euro, - 75% vs 3 trimestre 2005 Primi nove mesi del MOL consolidato a valori correnti 2 : 258 milioni di Euro, - 46% vs primi nove mesi del 2005 RON consolidato a valori correnti 2 : 147 milioni di Euro, - 59% vs primi nove mesi del 2005 MOL consolidato 3 : 310 milioni di Euro, - 54% vs primi nove mesi del 2005 RON consolidato 3 : 199 milioni di Euro, - 65% vs primi nove mesi del La relazione del terzo trimestre è stata redatta conformemente ai criteri di valutazione e di misurazione stabiliti dagli International Financial Reporting Standards (IFRS) e sulla base dell allegato 3D del Regolamento Emittenti n del 14 maggio 1999 e successive modifiche ed integrazioni. I dati contabili in essa indicati non sono oggetto di verifica da parte della società di revisione. 2 Il margine operativo lordo ed il risultato operativo netto a valori correnti non includono gli utili (perdite) su magazzino e le poste non ricorrenti. 3 Il margine operativo lordo ed il risultato operativo netto includono gli utili (perdite) su magazzino e le poste non ricorrenti. 1

2 Siracusa, 13 novembre 2006 Il Consiglio di Amministrazione di ERG S.p.A. si è riunito oggi per esaminare la relazione del terzo trimestre 2006 ed i risultati operativi dei primi nove mesi dell anno. Terzo trimestre 2006 Nel terzo trimestre si evidenzia un margine operativo lordo consolidato a valori correnti pari a 163 milioni di Euro, rispetto ai 186 milioni di Euro dello stesso periodo del Il risultato operativo netto di Gruppo a valori correnti è pari a 127 milioni di Euro rispetto ai 146 milioni di Euro raggiunti nel terzo trimestre del Raffinazione costiera: il margine operativo lordo a valori correnti è di 52 milioni di Euro, rispetto ai 94 milioni di Euro dello stesso periodo del Questo risultato è attribuibile, principalmente, ad uno scenario petrolifero meno favorevole oltre che alla diminuzione delle lavorazioni di greggio a seguito del protrarsi degli effetti dell incidente che il 30 aprile scorso ha interessato gli Impianti Nord della Raffineria ISAB. Downstream integrato: il margine operativo lordo a valori correnti nel terzo trimestre 2006 è pari a 54 milioni di Euro, rispetto ai 45 milioni di Euro registrati nello stesso periodo del L incremento è dovuto, principalmente, ai migliori margini della commercializzazione che hanno più che compensato il minor contributo delle raffinerie interne per effetto di uno scenario di raffinazione meno favorevole. Energia elettrica: il margine operativo lordo, nel periodo, è pari a 61 milioni di Euro, rispetto ai 51 milioni di Euro raggiunti nello stesso periodo dello scorso anno. L impianto di produzione di energia elettrica di ISAB Energy ha contribuito al raggiungimento del risultato per 51 milioni di Euro, in leggera diminuzione rispetto ai 56 milioni di euro registrati nello stesso periodo del Questa flessione è principalmente attribuibile ad una minore produzione dovuta al guasto che il 1 agosto scorso ha interessato l alternatore di una delle due turbine a vapore dell impianto di produzione di energia elettrica, solo parzialmente compensato da uno scenario più favorevole. Nel corso del terzo trimestre la produzione di energia elettrica dell impianto di ISAB Energy è stata di 997 GWh (1.103 nel terzo trimestre 2005). Durante il periodo gli impianti di ERG Nuove Centrali hanno contribuito al risultato del settore per 10 milioni di Euro rispetto alla perdita di 5 milioni di Euro registrata nello stesso periodo dello scorso anno. Il risultato del periodo ha anche beneficiato della revisione di alcuni contratti di vendita ai clienti del sito (per circa 7 milioni di Euro) e della vendita di diritti di emissione di CO 2 (per circa 6 milioni di Euro). Primi nove mesi del 2006 Il margine operativo lordo consolidato a valori correnti è pari a 258 milioni di Euro rispetto ai 476 milioni di Euro registrati nello stesso periodo del Il risultato operativo netto consolidato a valori correnti è di 147 milioni di Euro rispetto ai 359 milioni di Euro dello stesso periodo dello scorso anno. Raffinazione costiera: il margine operativo lordo a valori correnti è di 21 milioni di Euro rispetto ai 234 milioni di Euro dei primi nove mesi del

3 Downstream integrato: il margine operativo lordo a valori correnti è di 109 milioni di Euro rispetto ai 118 milioni di Euro dello stesso periodo del Energia elettrica: il margine operativo lordo è di 143 milioni di Euro, rispetto ai 138 milioni di Euro dei primi nove mesi del L indebitamento finanziario netto del Gruppo al 30 settembre 2006 è pari a milioni di Euro, in diminuzione di 73 milioni di Euro rispetto al 30 giugno Questo è dovuto, principalmente, al flusso di cassa della gestione corrente che ha più che compensato gli investimenti effettuati nel periodo. Alessandro Garrone, Amministratore Delegato del Gruppo, ha commentato: Il risultato complessivo di Gruppo, nel terzo trimestre dell anno, seppur in flessione rispetto al risultato record raggiunto nel terzo trimestre del 2005, mostra un netto incremento rispetto a quello raggiunto nel primo semestre. Questo grazie alle performance positive registrate da tutti e tre i nostri settori di attività. Particolarmente significativo il risultato del settore raffinazione costiera che ha beneficiato del ripristino della capacità produttiva degli impianti della Raffineria ISAB. Tuttavia il risultato di questa area di attività ha risentito di margini di raffinazione inferiori e di una flessione nelle quantità di lavorazioni rispetto al terzo trimestre del I settori downstream integrato ed energia elettrica hanno mostrato, nel trimestre, un risultato in crescita rispetto a quello raggiunto nello stesso periodo dello scorso anno. Per quanto riguarda la raffinazione costiera, per l ultima parte del 2006, ci aspettiamo margini che continueranno ad attestarsi su buoni livelli anche se inferiori a quelli registrati nel Per il downstream integrato prevediamo margini di commercializzazione superiori a quelli raggiunti nel 2005 e margini di raffinazione per le raffinerie interne soddisfacenti. Per quanto riguarda la nostra attività nel settore elettrico ci aspettiamo per il 2006 un risultato superiore a quello dello scorso anno, nonostante la minore produzione dovuta ai guasti che hanno interessato l impianto di ISAB Energy. Siamo, inoltre, molto soddisfatti dell acquisizione del 51% di EnerTAD, avvenuta nel mese di ottobre, che rappresenta un ulteriore importante passo avanti nella strategia del Gruppo di diversificazione delle fonti energetiche, in particolare quelle rinnovabili e permette di raggiungere una posizione di leadership nel mercato eolico italiano. Alle ore di martedì 14 novembre si terrà una conference call e webcast per analisti ed investitori per l aggiornamento sulle attività del Gruppo presso il sito di Priolo (SR) e la presentazione dei risultati del terzo trimestre Per ulteriori informazioni si rimanda al sito aziendale I giornalisti potranno ascoltare la conference call collegandosi al sito. 3

4 Principali dati economici per settore di attività 3 trimestre 3 trimestre Periodo Periodo /1-30/9/2006 1/1-30/9/2005 (milioni di Euro) Ricavi totali (1) Margine operativo lordo Margine operativo lordo a valori correnti (2) Risultato operativo netto Risultato operativo netto a valori correnti (2) Ricavi della gestione caratteristica: Raffinazione costiera Downstream integrato Energia Corporate Ricavi infrasettori (332) (404) (1.098) (983) Totale Margine operativo lordo Raffinazione costiera Downstream integrato Energia Corporate (4) (3) (16) (14) Margine operativo lordo a valori correnti (2) Utili (perdite) su magazzino (62) Poste non ricorrenti Totale Risultato operativo netto Raffinazione costiera (15) 192 Downstream integrato Energia Corporate (5) (4) (18) (16) Risultato operativo netto a valori correnti (2) Utili (perdite) su magazzino (62) Poste non ricorrenti Totale (1) (2) al netto delle accise, scambi commerciali e negoziazioni a termine di greggi e prodotti il margine operativo lordo ed il risultato operativo netto a valori correnti non includono gli utili (perdite) su magazzino e le poste non ricorrenti Indebitamento di Gruppo 30/09/ /06/ /12/ /09/2005 (milioni di Euro) Indebitamento finanziario netto (escluso project financing) Project financing non recourse (1) Totale (1) al netto delle disponibilità liquide. 4

5 Dati operativi 3 trimestre 3 trimestre Periodo Periodo /1-30/9/20061/1-30/9/2005 Investimenti (1) milioni di euro Dipendenti a fine periodo Lavorazioni Raffinazione costiera migliaia di tonnellate Lavorazioni Raffinerie interne migliaia di tonnellate Lavorazioni Raffinerie migliaia di barili/giorno Produzione di energia elettrica milioni di KWh Vendite di energia elettrica milioni di KWh Quota di mercato Rete Italia (2) benzina + gasolio 6,8% 7,0% 6,9% 7,1% (1) (2) investimenti in immobilizzazioni materiali ed immateriali contabilizzati nel periodo. dati stimati. 5

6 Aggiornamento sulle attività del Gruppo presso il sito di Priolo ERG Raffinerie Mediterranee (ERG Med), la società del Gruppo proprietaria della Raffineria ISAB Impianti Sud e Nord in Sicilia, operante nel settore raffinazione costiera, ha completato, per circa il 95%, l attuazione del piano d investimenti avviato nel 2003 per accrescere la capacità di conversione degli impianti, per ottimizzare le sinergie fra gli Impianti Nord e Sud, attraverso la loro interconnessione, e per adeguarli alle normative europee in materia di prodotti per autotrazione. Sono stati completati gli oleodotti che hanno permesso l integrazione fra gli Impianti Nord e Sud della Raffineria ISAB oltre che l upgrading di alcune delle unità esistenti. Nel corso dell ultima fermata programmata degli Impianti Sud sono stati realizzati gli interventi necessari all implementazione di un ciclo di manutenzione generale con frequenza quadriennale, con una fermata intermedia di processo di alcuni impianti secondo lo schema qui di seguito riportato: Impianti Sud P G P G Impianti Nord G P G P G: fermata generale (circa 45 giorni); P: fermata di processo (circa 15/20 giorni) Nel mese di ottobre è entrato in esercizio l impianto per la desolforazione del gasolio (hydrofiner) ed è in fase di ultimazione la realizzazione dell impianto di pre-trattamento della carica FCC (fluid catalytic cracker) che si prevede entrerà in operatività nell aprile del Qui di seguito è riportata una tabella riepilogativa degli investimenti fino ad oggi realizzati ed una stima per il periodo : Milioni di Euro Totale stima precedente Oleodotti per l integrazioni delle due raffinerie Impianti di pre-trattamento di carica FCC Hydrofiner/upgrade/impianti ancillari Totale investimenti strategici Investimenti per lo sviluppo Manutenzione straordinaria Raffineria ISAB Impianti Nord Investimenti per la manutenzione Totale Il totale degli investimenti strategici per il periodo è pari a 323 milioni di Euro, maggiore di 16 milioni di Euro rispetto ai 307 milioni di Euro stimati a fine La differenza è da imputarsi, principalmente, ad un incremento del prezzo dell acciaio, dei costi di progettazione e sviluppo, oltre ai ritardi nell ottenimento dei permessi. Nonostante l aumento ci aspettiamo un ritorno sugli investimenti (IRR) superiore al 15%. Una volta completato tale piano di investimenti si stima un incremento del margine lordo di lavorazione di circa US$ 170 milioni annui se calcolato sulla base dello scenario di raffinazione riferito ai primi sei mesi del 2005 o di 6

7 US$ 145 milioni annui se calcolato sulla base dello scenario di raffinazione riferito ai primi sei mesi del Per effetto dell esercizio dei nuovi impianti i costi operativi sia fissi che variabili aumenteranno di circa 25 milioni di Euro l anno. E stata individuata la configurazione della Raffineria ISAB. Il nuovo assetto prevede una riduzione della capacità di raffinazione a seguito della semplificazione della configurazione degli Impianti Nord, con una conseguente riduzione dei costi fissi e variabili pari a circa 25 milioni di Euro l anno. In questa ipotesi la capacità di raffinazione prevista sarà di 320 mila barili/giorno (rispetto agli attuali 380 mila barili/giorno), con una media di lavorazione pari a 300 mila barili/giorno. Il secondo possibile assetto che prevedeva, invece, una capacità di raffinazione maggiore pari a quella attuale, è stato scartato in quanto avrebbe richiesto ingenti investimenti, stimati nell ordine di 600/700 milioni di Euro, per convertire i 60 mila barili/giorno marginali. Si stima che questi investimenti, per creare valore, avrebbero richiesto margini di raffinazione di circa US$ 12 al barile per circa quindici anni dal completamento dell investimento, stimato in circa quattro/cinque anni. Sono stati, inoltre, individuati ulteriori interventi su alcuni impianti da realizzarsi entro il 2009, con un investimento previsto di circa 100 milioni di Euro di cui circa 15 milioni di Euro già previsti per il Gli interventi avranno come effetto un incremento del margine di raffinazione pari a circa US$ 50 milioni se calcolato tenendo conto dello scenario di raffinazione riferito al primo semestre del 2005 e di US$ 40 milioni se calcolato tenendo conto dello scenario di raffinazione riferito al primo semestre del L attuazione del piano di investimenti strategici comporta un miglioramento degli indici di complessità, come illustrato dalla seguente tabella: Indici nuovo assetto Capacità di riferimento (migliaia di barili al giorno) Indice di complessità Nelson 7,4 9,1 Indice di complessità Chevreux 0,41 0,51 Indice di complessità Wood Mackenzie 5,6 7,7 / 2Q Il contratto di lavorazione per conto ENI che prevede un margine di raffinazione di 3,8 Euro/barile (per l anno 2006) scadrà il 31 dicembre 2006 e non sarà rinnovato. ERG Power & Gas, è la società del Gruppo che gestisce e sviluppa le attività legate alla produzione e alla commercializzazione di energia elettrica, vapore e l importazione e commercializzazione di gas naturale. ERG Power & Gas, nel sito di Priolo, gestisce le attività di ISAB Energy (51% ERG) che produce energia elettrica dai residui della raffinazione mediante una centrale della potenza di 528 MW. Attraverso la controllata NuCe, gestisce le due centrali elettriche collegate alla Raffineria ISAB Impianti Sud e Nord; inoltre detiene il 50% di Ionio Gas, società nata dalla joint venture paritetica con Shell Energy Italia. 7

8 Gli attuali piani d investimento si riferiscono al repowering della centrale elettrica facente capo a NuCe Nord ed alla realizzazione, in partnership con Shell Energy Italia, di un terminale di rigassificazione di Gas Naturale Liquefatto (GNL). Relativamente al repowering della centrale di NuCe Nord si prevede che i lavori di costruzione, iniziati nel mese di novembre dello scorso anno, termineranno a luglio del 2008, con un ritardo di circa sette mesi rispetto a quanto comunicato a fine 2005, principalmente dovuto a rallentamenti nell ultimazione della fase progettuale e nell ottenimento dei permessi. Una volta ultimati gi investimenti in corso la capacità nominale dell impianto sarà di 480 MW e la centrale si qualificherà come cogenerativa e, pertanto, non sarà obbligata all acquisto di certificati verdi e beneficerà della priorità di dispacciamento. Accanto alla nuova centrale rimarranno in funzione alcuni impianti per la produzione di vapore. Gli investimenti complessivi previsti sono pari a circa 350 milioni di Euro in crescita di 34 milioni di Euro rispetto a quanto previsto a fine L incremento è attribuibile, principalmente, a maggiori costi di costruzione delle opere civili e a opere di bonifica ambientale del sito. L energia elettrica (3.600 GWh/anno) e il vapore (3 milioni di tonnellate/anno) prodotti saranno venduti, principalmente, a clienti nella zona petrolchimica di Priolo/Augusta/Melilli. Nonostante l aumento dei costi il ritorno previsto sull investimento rimane superiore all 11%. La previsione degli investimenti di 350 milioni di Euro per gli anni è suddivisa nel modo seguente: Milioni di Euro Totale NuCe Nord In merito al repowering della centrale NuCe Sud è stato completato il piano di investimenti di circa 60 milioni di Euro per la realizzazione di un nuovo impianto di cogenerazione in grado di sviluppare 70 MW di potenza che entrerà in esercizio entro la fine di questo mese. Il nuovo impianto, congiuntamente a quelli esistenti, sarà autorizzato ad operare fino ad un massimo di 99 MW. Il ritorno previsto sull investimento è di circa il 10%. Per quanto riguarda il progetto per lo sviluppo di un terminale di rigassificazione di GNL in partnership con Shell Energy Italia, la fase autorizzativa dovrebbe terminare entro la fine del 2007, l inizio dei lavori di costruzione è previsto per gli inizi del 2008, per entrare in operatività agli inizi del Il terminale, con una capacità prevista di 8 miliardi di metri cubi annui, estendibile a 12, sarà dotato di due serbatoi di GNL della capacità, ognuno, di 150 mila metri cubi. Il pontile, sarà in grado di ricevere navi gasiere di una capacità compresa fra i 70 mila e i 200 mila metri cubi. Investimenti complessivi per l anno 2007 ed aggiornamento previsione per l anno 2006 Il piano degli investimenti per gli anni è il seguente: Raffinazione costiera Energia NuCe Nord

9 NuCe Sud 23 2 ISAB Energy Ionio Gas * 5 8 ERG Cesa Eolica * 9 32 Altri Downstream Integrato Restyling della rete 2 43 Altri Totale * Intesi come le quote degli aumenti di capitale delle società di competenza di ERG Power & Gas Gli investimenti complessivi previsti per il 2006 saranno inferiori di circa 40 milioni di Euro rispetto a quanto comunicato alla fine dello scorso anno, ciò è dovuto principalmente ad: una diminuzione degli investimenti nel settore energia dovuta ad i ritardi nel repowering della centrale NuCe Nord; una riduzione degli investimenti nel settore downstream integrato dovuta alla decisione di posticipare l attuazione degli investimenti nel restyling della rete al L incremento degli investimenti previsti per l anno 2007, rispetto a quanto comunicato alla fine del 2005, è dovuto al ritardo nell attuazione del repowering della centrale di NuCe Nord, al progetto di restyling della rete che partirà nel 2007 e per il quale si prevede il completamento entro il primo semestre del 2008, agli investimenti nel settore eolico, nel terminale GNL e nel terzo gasificatore di ISAB Energy oltre all inserimento di altri investimenti finalizzati alla creazione di valore. Il totale degli investimenti per il biennio , per tutte e tre le aree di business, è pari a 880 milioni di Euro. 9

10 Profilo Gruppo ERG ERG è il principale Gruppo indipendente italiano operante nei settori dell energia e del petrolio, quotato in Borsa dall ottobre Opera nella raffinazione del greggio, nella distribuzione di prodotti petroliferi e nella produzione di energia elettrica. Rappresenta oggi circa il 22% della capacità totale di raffinazione nazionale e si posiziona come secondo operatore del settore in Italia. Le vendite ERG sul mercato interno coprono il 9% dei fabbisogni nazionali di prodotti petroliferi. Le attività del gruppo ERG sono divise in tre aree: Raffinazione costiera: attraverso la società controllata ERG Raffinerie Mediterranee, possiede la Raffineria ISAB i cui Impianti Sud e Nord sono situati a Priolo Gargallo (Siracusa), ERG gestisce uno dei più grandi ed efficienti poli di raffinazione a livello europeo (capacità di circa bbl/giorno) ed è il maggiore esportatore italiano di prodotti petroliferi (principalmente gasolio e benzina). ERG Med fornisce prodotti anche ad altre compagnie petrolifere operanti nel Paese. Gli Impianti Sud e Nord della Raffineria ISAB sono certificati ISO Downstream integrato: attraverso la controllata ERG Petroli ERG gestisce le attività di commercializzazione e di logistica; inoltre, ERG Petroli possiede significative partecipazioni in due raffinerie: una a Trecate, vicino a Milano, ed una presso Roma (capacità di circa bbl/giorno). Il sistema logistico ERG è uno dei più estesi in Italia ed è strategicamente posizionato per la distribuzione di prodotti petroliferi su tutto il territorio nazionale. La commercializzazione in Italia dei prodotti petroliferi per autotrazione viene fatta attraverso una rete di circa impianti di distribuzione carburante che coprono circa il 7% del mercato nazionale. ERG Petroli vende inoltre, nel mercato Extra Rete, benzine, gasoli, oli combustibili, bitume e GPL attraverso una rete di rivenditori presenti nel mercato italiano e svizzero. Attraverso la controllata ERG Petroleos (100% ERG Petroli), ERG Petroli opera anche sul mercato Rete ed Extra Rete in Spagna. Energia elettrica: attraverso la controllata ERG Power & Gas, ERG gestisce e sviluppa le attività legate alla produzione e alla commercializzazione di energia elettrica, vapore e gas. In particolare ISAB Energy (51% ERG Power & Gas), certificata ISO 14001, produce energia elettrica mediante una centrale della potenza di 528 MW che utilizza come combustibile gas proveniente dal processo di gassificazione dei residui della lavorazione di greggi effettuata presso la raffineria ISAB Sud. Sono stati avviati i progetti per il repowering delle due centrali elettriche presenti all interno degli Impianti Sud e Nord della Raffineria ISAB con capacità, rispettivamente, di 99 MW e 450 MW, che saranno alimentate principalmente a gas naturale. ERG CESA Eolica (50% ERG Power & Gas), attiva nello sviluppo di parchi eolici, ha 31 MW in esercizio e 161 MW già autorizzati. EnerTAD (51% ERG), società quotata alla Borsa di Milano, produce energia elettrica da fonti eoliche con una capacità istallata di 77 MW e una quota di mercato, in Italia, pari al 4,5%. Il piano industriale per il triennio prevede un ulteriore crescita per raggiungere una potenza complessiva di 350 MW di cui 133 MW già autorizzati e 50 MW in fase autorizzativa avanzata. Inoltre ERG Power & Gas ha sottoscritto una joint venture paritetica con Shell Energy Italia per lo sviluppo di un impianto di rigassificazione di gas naturale liquefatto all interno del polo industriale di Augusta/Priolo/Melilli in provincia di Siracusa. Contatti: Ufficio Stampa Alessandra Mariotti tel cell stampa@erg.it Investor Relations Paolo Merli tel pmerli@erg.it

11 Press Release ERG reports its preliminary consolidated operating results for the third quarter and the first nine months of 2006 Update on Group activities at the Priolo site Third quarter Earnings before Interest, Taxes, Depreciation and Amortisation: EBITDA Earnings Before Interest and Taxes: EBIT Consolidated EBITDA at replacement cost: million, down 12% from 3Q05 Consolidated EBIT at replacement cost: million, down 13% from 3Q05 Consolidated EBITDA: million, down 66% from 3Q05 Consolidated EBIT: 3 65 million, down 75% from 3Q05 First nine months of Consolidated EBITDA at replacement cost: million, down 46% from the first nine months of 2005 Consolidated EBIT at replacement cost: million, down 59% from the first nine months of 2005 Consolidated EBITDA: million, down 54% from the first nine months of 2005 Consolidated EBIT: million, down 65% from the first nine months of The financial statements for the third quarter have been prepared in conformity with International Financial Reporting Standards (IFRSs) and in accordance with annex 3D of the Italian rules for issuers no of 14 May 1999 as amended. The accounting data provided herein is not subject to independent audit. 5 EBIT and EBITDA at replacement cost do not include gains or losses on inventory and non-recurring items. 6 EBIT and EBITDA include gains or losses on inventory and non-recurring items. 11

12 Syracuse (Italy), 13 November 2006 ERG S.p.A announces its preliminary operating results for the third quarter of 2006 and for the first nine months of the year. Third quarter 2006 Consolidated EBITDA at replacement cost for the third quarter amounted to 163 million, as compared with the 186 million of the same period of The group s EBIT at replacement cost for the period came to 127 million, as compared with the 146 million posted for the third quarter of Coastal refining: EBITDA at replacement cost amounted to 52 million, as compared with the 94 million of the same period of This result is mainly attributable to the less favourable petroleum market, as well as to the decline in crude processing following the continuing effects of the incident of 30 April involving the north plants of the ISAB refinery. Integrated downstream: For the third quarter of 2006, EBITDA at replacement cost amounted to 54 million, as compared with the 45 million posted in the same period of This increase is primarily due to an improvement in marketing margins, which more than offset the lower contribution of inland refining due to the less favourable refinery market. Power Generation: For the period, EBITDA amounted to 61 million, as compared with the 51 million posted for the same period of the previous year. The ISAB Energy power generation plant contributed to achieving this result to the sum of 51 million, which is a slight decline from the 56 million posted for the same period of This decrease is primarily attributable to the lower production due to the failure of the alternator of one of the two steam turbines of the electricity generation plant on 1 August, which was only partially offset by the more favourable market conditions. During the third quarter, electricity generation at the ISAB Energy plant totalled 997GWh (1,103 GWh for the third quarter of 2005). During the period, ERG Nuove Central s power plantsi contributed 10 million to this division s results, as compared with the loss of 5 million posted for the same period of the previous year. The result for the period also benefited from the revision of certain sales contracts for the site (some 7 million) and from the sale of CO 2 emission rights (roughly 6 million). First nine months of 2006 EBITDA at replacement cost amounted to 258 million, as compared with the 476 million posted in the same period of Consolidated EBIT at replacement cost amounted to 147 million, as compared with the 359 million posted for the same period of the previous year. Coastal refining: EBITDA at replacement cost amounted to 21 million, as compared with the 234 million of the first nine months of

13 Integrated downstream: EBITDA at replacement cost amounted to 109 million, as compared with the 118 million of the same period of Power Generation: EBITDA came to 143 million, as compared with the 138 million posted for the first nine months of Net financial debt for the Group as at 30 September 2006 came to 1,019 million, a decrease of 73 million from 30 June This was due primarily to cash flows from operations, which more than offset investments made during the period. In the words of Alessandro Garrone, Chief Executive Officer for the Group, The overall results for the Group for the third quarter of the year, although lower than those of the third quarter of 2005, show a clear increase over those of the first half of the year. This was due to the positive performance posted by all three of our business divisions. Of particular importance were the results of the coastal refining division, which benefited from the restoration of production capacity for the plants of the ISAB refinery. However, the results for this business division were affected by lower refining margins and lower quantities processed than in the third quarter of The integrated downstream and electricity sectors for the quarter posted growth over the same period of the previous year. As for coastal refining for the last part of 2006, our outlook is for margins continuing at good levels, although lower than those of For the integrated downstream sector, we are forecasting greater marketing margins than those of 2005 and satisfactory margins for inland refining. As for the electricity business, for 2006 we are expecting results to be higher than those of last year, despite the lower production levels due to failures affecting the ISAB Energy plant. We are also very pleased with the acquisition of a 51% stake in EnerTAD in October, which is a further important step forward in the Group s strategy of energy source diversification, particularly towards renewable energy sources, and will enable us to achieve a position of leadership in the Italian wind power market. A conference call and webcast for analysts and investors will be held on Tuesday, 14 November, at 11.00am to provide an update on the Group s activities at the Priolo (SR) site and to present the results for the third quarter of For additional information, see the company s web site at Journalists may also join the conference call through this site. 13

14 Key financial data 3rd quarter 3rd quarter Period Period /1-30/9/2006 1/1-30/9/2005 (Euro millions) Total revenues (1) 2,564 2,583 6,906 6,365 EBITDA EBITDA at replacement cost (2) EBIT EBIT at replacement cost (2) Revenues from ordinary operations: Coastal Refining 1,802 1,871 4,551 4,476 Integrated Downstream ,783 2,275 Power Generation Corporate Interdivisional Revenues (332) (404) (1,098) (983) Total 2,549 2,574 6,864 6,337 EBITDA Coastal Refining Integrated Downstream Power Generation Corporate (4) (3) (16) (14) EBITDA at replacement cost (2) Gains (losses) on inventory (62) Non-recurring items Total EBIT Coastal Refining (15) 192 Integrated Downstream Power Generation Corporate (5) (4) (18) (16) EBIT at replacement cost (2) Gains (losses) on inventory (62) Non-recurring items Total (1) (2) not including excise duties, swaps and forward contracts on crude oil and products. the EBITDA and EBIT at replacement cost do not include the gains (losses) on inventory and non-recurring items. Net financial debt 30/09/ /06/ /12/ /09/2005 (Euro millions) Net financial debt (excluding project financing) Non-recourse project financing (1) Total 1,019 1, (1) net of cash. 14

15 Operations 3rd quarter 3rd quarter Period Period /1-30/9/20061/1-30/9/2005 Investments (1) Euro millions Number of employees at close of period 2,768 2,666 2,768 2,666 Processing at the coastal refinery thousand tonnes 4,210 4,815 10,972 13,407 Processing at the inland refineries thousand tonnes ,351 2,161 Total processing at the refineries thousand barrels/day Electrical power production millions KWh 1,269 1,382 3,643 3,859 Sale of electricity millions KWh 1,125 1,272 3,268 3,509 Retail market share in Italy (2) gasoline + diesel 6.8% 7.0% 6.9% 7.1% (1) (2) investments in tangible and intangible fixed assets recorded in the period. estimate. 15

16 Update on Group activities at the Priolo site ERG Raffinerie Mediterranee (ERG Med), the Group company that owns the ISAB refinery, north and south plants, in Sicily, active in the coastal refining sector, has completed 95% of the investment plan begun in 2003 to increase the conversion capacity of the plants, to optimise the synergies between the two refineries through their interconnection, and to bring them into line with the European specifications for transportation fuels. The pipelines have been completed, which will enable the north and south plants of the ISAB refinery to be integrated and to upgrade a number of the existing units. During the most recent scheduled shutdown for the south plants, the necessary work to enable the maintenance shutdowns to be undertaken every four years, with an intermediate process slowdown for certain plant as shown below: South plants P G P G North plants G P G P G: general maintenance shutdown (45 days approx.); P: process slowdown (15-20 days) In October, the diesel hydrofiner began operations, and the fluid catalytic cracking (FCC) feedstock pretreatment plant is being completed and is expected to begin operations in April The table below summarises the investments made thus far, along with forecasts for 2006 and 2007: millions of euros Total previous estimate Pipelines linking refineries New FCC feed pre-treatment plants Hydrofiner/upgrade/ancillary plants Total strategic investments Development investments ISAB Nord extraordinary maintenance Maintenance investments Total The total strategic investments for the period amount to 323 million, 16 million more than the 307 million estimated at the end of The difference is mainly due to an increase in the price of steel, an increase in design and development costs, and delays in obtaining permits. Despite the increase, the internal rate of return (IRR) on the investment is expected to be in excess of 15%. Once this investment plan is completed, we are expecting an increase in gross refining margins of some US$ 170 million per year based on the refining market scenario for the first six months of 2005 or US$ 145 million based on the refining market scenario for the first six months of As a result of the operations of the new plants, both fixed and variable operating costs will increase by roughly 25 million per year. 16

17 The configuration of the ISAB refinery has been defined. This calls for a reduction in refining capacity following the simplification of the configuration of the north plants of the ISAB refinery, with a consequent reduction in fixed and variable costs amounting to roughly 25 million per year. Based on this assumption, the planned refining capacity will be 320 thousand barrels/day (as compared with the current 380 thousand barrels/day), with an average throughput of 300 thousand barrels/day. The second potential configuration, on the other hand, which called for greater refining capacity than currently available, was discarded in that it would have required an excessive investment estimated at some million in order to convert the additional 60 thousand barrels/day. In order to create value, it is estimated that these investments would have required refining margins of some US$ 12 per barrel for approximately fifteen years from investment completion, which is estimated at 4-5 years. Additional work for a number of plants has also been scheduled between now and 2009 for an estimated investment of 100 million, 15 million of which already scheduled for This will have the effect of increasing refining margins by some US$ 50 million based on the refining market scenario for the first half of 2005 and by US$ 40 million based on the refining market scenario for the first half of Implementation of the strategic investment plan will result in an improvement in complexity indices, as illustrated in the following table: Indices 2005 New configuration Reference capacity (kbd) Nelson complexity index 7,4 9,1 Chevreux index 0,41 0,51 Wood Mackenzie complexity index 5,6 7,7 / 2Q The ENI processing contract which calls for a refining margin of 3.8/barrel (for 2006) expires on 31 December 2006 and will not be renewed. ERG Power & Gas is the Group company that manages and develops the activities related to the production and sale of electricity and steam and the import and sale of natural gas. ERG Power & Gas, at the Priolo site, manages the activities of ISAB Energy (51% ERG), which generates electricity from refining residues by means of a 528MW power station. Through its subsidiary NuCe, ERG Power & Gas manages two power stations connected to the north and south plants of the ISAB refinery; it also holds 50% of Ionio Gas, a company formed as a joint venture with Shell Energy Italia. The current investment plans relate to the repowering of the NuCe Nord power station and the construction with Shell Energy Italia of a liquefied natural gas (LNG) regasification terminal. With regard to the repowering of the NuCe Nord power station, construction, which began last November, is expected to be completed in July 2008, a delay of approximately seven months over the scheduled date released at the end of 2005, due primarily to delays in completing the design phase and in obtaining permits. 17

18 Once the investments are completed, the nominal capacity of the plant will be 480MW, and the power station will qualify as "co-generative" and, accordingly, will not be required to acquire green certificates and will benefit from priority on despatch. Alongside the new plant, a number of steam generation plants will continue operating. Total investments are expected to be roughly 350 million, which is 34 million more than forecast at the end of This increase is due primarily to greater civil construction costs and environmental reclamation work for the site. The electricity (3,600GWh/year) and steam (3 million tonnes/year) produced will mainly be sold to customers within the Priolo/Augusta/Melilli petrochemical zone. Despite the increase in costs, return on investment is expected to remain above 11%. The investment forecast for the years 2005 to 2008 is 350 million and may be broken down as follows: millions of euros Total NuCe Nord As for the repowering of the NuCe Sud power station, the investment plan of some 60 million has been completed for the construction of a new co-generation plant able to develop 70MW of power, which will begin operations by the end of this month. The new plant, along side the existing ones, will be authorised to operate at up to a maximum of 99MW. The expected return on investment is approximately 10%. With regard to the project to develop a LNG regasification terminal together with Shell Energy Italia, the authorisation phase should be completed by the end of 2007, with the start of construction expected for the beginning of 2008 and operations for the beginning of The terminal, with a planned capacity of 8 billion cubic metres per year, which is extendible to 12 billion, will be equipped with two LNG tanks, each with a capacity of 150 thousand cubic metres. The jetty will be capable of receiving LNG carriers with a capacity of between 70 thousand and 200 thousand cubic metres. Total investments for 2007 and updated forecasts for 2006 The investment plan for is as follows: Coastal refining Power generation NuCe Nord NuCe Sud 23 2 ISAB Energy Ionio Gas * 5 8 ERG Cesa Eolica * 9 32 Other Integrated downstream Network restyling 2 43 Other Total * in terms of ERG Power & Gas s share in the capital increases of the companies concerned 18

19 Compared with the data released at the end of last year, total investments for 2006 are expected to be some 40 million lower due primarily to: a decline in investment in the power generation division due to delays in the repowering of the NuCe Nord power station; a reduction in investment in the integrated downstream division due to the decision to postpone investments for network restyling to The forecast of total investments for 2007 reflects both the delay in the completion of the NuCe Nord power station, the restyling of the network which will start in 2007 and should be completed by the end of the first half of 2008, investments in wind power generation, the LNG terminal and the third gasifier of Isab Energy, as well as the addition of other value creating investments. The total investments planned for for all three areas of activities amount to Euro 880 million. 19

20 Business Description ERG is the largest independent Group operating in the energy and petroleum sectors in Italy, quoted on the Stock Exchange since October It is active in crude oil processing, the distribution of petroleum products and power generation. Today it accounts for approximately 22% of the national refining capacity and is the second largest sector operator in Italy. ERG sales on the domestic market account for 9% of the national consumption of petroleum products. ERG Group activities are divided into three business areas: Coastal refining: via its subsidiary company ERG Raffinerie Mediterranee, which owns the ISAB Sud and ISAB Nord refineries in Priolo Gargallo (Syracuse), ERG manages one of the largest and most efficient refining complexes in Europe (capacity of 380,000 bbl/day) and is the largest Italian exporter of petroleum products (mainly diesel and gasoline). ERGMed also supplies products to other oil companies operating in the country. The ISAB Sud and Nord Refinery is certified ISO Integrated downstream: via its subsidiary ERG Petroli, ERG manages the marketing and logistics divisions; furthermore, ERG Petroli owns important shareholdings in two refineries: one in Trecate, near Milan, and one near Rome (combined capacity of 60,000 bbl/day). The ERG logistics system is one of the largest in Italy and is strategically positioned to allow the distribution of petroleum products throughout the country. The distribution of petroleum products in Italy is carried out via a network of some 2,000 service stations, which account for around 7% of the domestic market. ERG Petroli sells gasoline, diesel, fuel oil, bitumen and LPG on the wholesale market, via a network of wholesalers in Italy and Switzerland. ERG Petroli also operates in the retail and wholesale markets in Spain, via its subsidiary ERG Petroleos (100% ERG Petroli). Power Generation: via its subsidiary ERG Power & Gas ERG manages and develops the production and marketing of electrical power, steam and gas. In particular, ISAB Energy (51% ERG Power & Gas), certified ISO 14001, owns a power station with a capacity of 528 MW, which uses as its fuel syngas deriving from the gasification of residues from the ISAB Sud refinery. Projects are already underway for the repowering of the two power plants inside the ISAB Sud and Nord refineries to 99 MW and 450 MW respectively. They will have natural gas as a feedstock. ERG CESA Eolica (50% ERG Power & Gas), active in the development of wind farms, has 31 MW in operation and 161 MW already authorised. EnerTAD, a company listed on the Milan Stock Exchange, generates electricity from wind sources with an installed capacity of 77 MW and an Italian market share of 4.5%. Its business plan for the 3-year period envisages further growth to reach a total capacity of 350 MW, of which 133 MW already authorised and 50 MW at an advanced stage of the approval process.furthermore, ERG Power & Gas has entered into a 50:50 joint venture with Shell Energy Italia for the development of a liquid natural gas regasification plant within the Augusta/Priolo/Melilli industrial complex in the Syracuse area. For further information please contact: Media contact: Alessandra Mariotti tel mobile stampa@erg.it Investor contact: Paolo Merli tel pmerli@erg.it 20