Presidente Roberto Poli (2)

Transcript

1 Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2010

2 Missione Siamo un impresa integrata nell energia, impegnata a crescere nell attività di ricerca, produzione, trasporto, trasformazione e commercializzazione di petrolio e gas naturale. Tutti gli uomini e le donne di Eni hanno una passione per le sfide, il miglioramento continuo, l eccellenza e attribuiscono un valore fondamentale alla persona, all ambiente e all integrità. CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE (1) Presidente Roberto Poli (2) Amministratore Delegato e Direttore Generale Paolo Scaroni (3) Amministratori Alberto Clô, Paolo Andrea Colombo, Paolo Marchioni, Marco Reboa, Mario Resca, Pierluigi Scibetta, Francesco Taranto DIRETTORI GENERALI Divisione Exploration & Production Claudio Descalzi (4) Divisione Gas & Power Domenico Dispenza (5) Divisione Refining & Marketing Angelo Fanelli (6) COLLEGIO SINDACALE (7) Presidente Ugo Marinelli Sindaci effettivi Roberto Ferranti, Luigi Mandolesi, Tiziano Onesti, Giorgio Silva Sindaci supplenti Francesco Bilotti, Pietro Alberico Mazzola MAGISTRATO DELLA CORTE DEI CONTI DELEGATO AL CONTROLLO SULLA GESTIONE FINANZIARIA DI ENI SpA Raffaele Squitieri (8) Sostituto Amedeo Federici (9) SOCIETÀ DI REVISIONE (10) Reconta Ernst & Young Informazioni in ordine ai poteri che si è riservato il Consiglio di Amministrazione, alle deleghe conferite al Presidente e all Amministratore Delegato, nonché alla composizione e funzioni dei Comitati del Consiglio (Comitato per il controllo interno, Compensation Committee e Oil-Gas Energy Committee) sono fornite nella sezione Corporate Governance disponibile sul sito internet Eni all indirizzo (1) Nominato dall Assemblea il 10 giugno 2008 per tre esercizi, con scadenza all approvazione del bilancio dell esercizio (2) Nominato dall Assemblea il 10 giugno (3) Deleghe conferitegli dal Consiglio di Amministrazione l 11 giugno (4) Nominato dal Consiglio di Amministrazione il 30 luglio (5) Nominato dal Consiglio di Amministrazione il 14 dicembre 2005, con decorrenza 1 gennaio (6) Nominato dal Consiglio di Amministrazione il 25 marzo 2010, con decorrenza 6 aprile (7) Nominato dall Assemblea il 10 giugno 2008 per tre esercizi, con scadenza all approvazione del bilancio dell esercizio (8) Funzioni conferite dal Consiglio di Presidenza della Corte dei conti con deliberazione del 28 ottobre (9) Funzioni conferite dal Consiglio di Presidenza della Corte dei conti con deliberazione del 3-4 dicembre (10) Incarico conferito dall Assemblea il 29 aprile 2010 per il periodo luglio 2010

3 Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2010 Sommario Relazione intermedia sulla gestione 2 Highlight 4 Principali dati Andamento operativo 6 Exploration & Production 14 Gas & Power 21 Refining & Marketing 26 Petrolchimica 28 Ingegneria & Costruzioni Commento ai risultati e altre informazioni 30 Commento ai risultati economico-finanziari 30 Conto economico 49 Stato patrimoniale riclassificato 54 Rendiconto finanziario riclassificato 60 Fattori di rischio e incertezza 72 Evoluzione prevedibile della gestione 73 Eventi successivi alla chiusura del semestre 74 Informativa sulle parti correlate 75 Altre informazioni 76 Glossario Bilancio consolidato semestrale abbreviato 82 Schemi contabili Attestazione del management 129 Relazione della Società di revisione Note al bilancio consolidato semestrale abbreviato Allegati al bilancio consolidato 131 Imprese e partecipazioni rilevanti di Eni SpA al 30 giugno 2010 semestrale abbreviato e Variazioni dell area di consolidamento verificatesi nel semestre Per Eni si intende Eni SpA e le imprese incluse nell area di consolidamento 1

4 ENI RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE / HIGHLIGHT Highlight Highlight finanziari Nel primo semestre 2010 Eni ha conseguito l utile netto di 4,05 miliardi di euro con un incremento del 47,9% rispetto al primo semestre Su base adjusted l utile netto è stato di 3,45 miliardi di euro, in aumento del 29,5% per effetto dell ottima performance del settore Exploration & Production guidata dall incremento del prezzo del petrolio. Il cash flow (flusso di cassa netto da attività operativa) di 9,14 miliardi di euro, unitamente ai disinvestimenti di asset non strategici di 795 milioni di euro hanno consentito di finanziare gli investimenti a sostegno della crescita e i progetti esplorativi di 7,1 miliardi di euro, il pagamento del saldo del dividendo 2009 agli azionisti Eni e dei dividendi di altre società consolidate (complessivamente 2,16 miliardi di euro) con un modesto incremento dell indebitamento finanziario netto rispetto al bilancio Al 30 giugno 2010 il rapporto tra indebitamento e mezzi propri (leverage) si riduce in misura significativa a 0,41 (0,46 al 31 dicembre 2009) beneficiando in misura sostanziale della rivalutazione dell equity di Gruppo determinata dall apprezzamento del dollaro sull euro (15%). Gli investimenti tecnici di milioni di euro hanno riguardato principalmente lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi, le attività di ricerca esplorativa, con investimenti concentrati per il 97% all estero, l upgrading della flotta dei mezzi navali di costruzione e perforazione di Saipem, nonché lo sviluppo e il mantenimento dell infrastruttura di trasporto e stoccaggio del gas. In relazione ai risultati conseguiti nel primo semestre e alle previsioni per l intero 2010, la proposta di acconto dividendo al Consiglio di Amministrazione Eni sarà di 0,50 euro per azione (0,50 euro nel 2009) con stacco cedola fissato al 20 settembre 2010 e messa in pagamento a partire dal 23 settembre Highlight operativi La produzione di idrocarburi reported è stata di 1,800 milioni di boe/giorno calcolata sulla base del coefficiente di conversione del gas da metri cubi a barili aggiornato in ragione di metri cubi equivalenti a 6,36 barili a partire dal 1 aprile 2010 (in precedenza 6,15 barili). Su base omogenea, escludendo cioè gli effetti dell aggiornamento del coefficiente di conversione del gas, la produzione evidenzia un trend in crescita dell 1% rispetto al semestre 2009, sostenuta dalla crescita organica in Nigeria, Congo e USA e dagli avvii e regimazioni di nuovi giacimenti. In linea con i piani produttivi sono stati avviati in produzione 5 giacimenti dei 12 pianificati per il I principali sono stati: Annamaria B (Eni operatore 90%) fra l Italia e la Croazia, Baraka (Eni operatore 49%) in Tunisia, Rom Integrated in Algeria e M Boundi IPP (Eni 100%) in Congo, oltre a progetti minori in Cina e Nigeria. Nel semestre sono state scoperte risorse esplorative pari a circa 600 milioni di barili. I principali successi sono stati ottenuti in Venezuela con il pozzo di appraisal Perla 2 (Eni 50%), Angola con tre nuove scoperte a olio nel prolifico Blocco offshore 15/06 (Eni operatore con il 35%) e in Indonesia con il successo nel permesso Muara Bakau (Eni operatore al 55%). Le vendite di gas naturale di 49,7 miliardi di metri cubi hanno registrato una flessione del 5,9% rispetto al semestre Il calo riflette la significativa contrazione dei volumi in Italia (-19%) a causa della maggiore pressione competitiva nei segmenti termoelettrico, industriale e grossisti. In aumento le vendite nei mercati europei (+4,9%) in particolare in Francia, Belgio e Germania/Austria. 2

5 ENI RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE / HIGHLIGHT Sviluppi di portafoglio Russia Il 18 giugno 2010 Eni e Gazprom hanno firmato un Memorandum of Understanding che prevede l ingresso della società francese EDF nel progetto South Stream. EDF acquisirà una partecipazione nella joint venture impegnata nella pianificazione e realizzazione di un nuovo sistema di trasporto di gas russo destinato ai mercati europei attraverso la rotta Mar Nero e Bulgaria. Nell ambito della cessione del 51% della joint-venture Eni-Enel OOO SeverEnergia a Gazprom in forza dell esercizio della call option da parte della società russa avvenuto il 24 settembre 2009, il 31 marzo 2010 Eni ha incassato la seconda tranche della transazione pari a 526 milioni di euro (circa il 75% dell ammontare complessivo). Cessione del 25% del capitale sociale di GreenStream BV Il 27 aprile 2010, Eni ha ceduto alla compagnia di Stato libica NOC (National Oil Corporation) il 25% del capitale sociale di GreenStream BV, la società che possiede e gestisce il gasdotto di importazione del gas naturale dalla Libia all Italia. Per effetto della cessione che ha determinato la riduzione della partecipazione Eni in GreenStream al 50% e dei nuovi patti parasociali, Eni ha perso il controllo della società che pertanto è stata deconsolidata a partire dal 1 maggio Brasile Il 27 maggio 2010 Eni ha firmato il contratto preliminare di vendita della partecipazione totalitaria nella società Gas Brasiliano Distribuidora, che distribuisce e commercializza gas naturale in Brasile, a Petrobras Gàs, compagnia interamente controllata da Petróleo Brasileiro ( Petrobras ). Il corrispettivo della cessione ammonta a circa $250 milioni. Il perfezionamento dell operazione è soggetto all approvazione delle competenti autorità brasiliane. Disclaimer Questa relazione contiene dichiarazioni previsionali (forward-looking statements), in particolare nella sezione Evoluzione prevedibile della gestione, relative a: piani di investimento, dividendi e allocazione dei flussi di cassa futuri generati dalla gestione, evoluzione della struttura finanziaria, performance gestionali future, obiettivi di crescita delle produzioni e delle vendite, esecuzione dei progetti. I forward-looking statements hanno per loro natura una componente di rischiosità e di incertezza perché dipendono dal verificarsi di eventi e sviluppi futuri. I risultati effettivi potranno differire in misura anche significativa rispetto a quelli annunciati in relazione a una molteplicità di fattori, tra cui: l avvio effettivo di nuovi giacimenti di petrolio e di gas naturale, la capacità del management nell esecuzione dei piani industriali e il successo nelle trattative commerciali, l evoluzione futura della domanda, dell offerta e dei prezzi del petrolio, del gas naturale e dei prodotti petroliferi, le performance operative effettive, le condizioni macroeconomiche generali, fattori geopolitici quali le tensioni internazionali e l instabilità socio-politica e i mutamenti del quadro economico e normativo in molti dei Paesi nei quali Eni opera, l impatto delle regolamentazioni dell industria degli idrocarburi, del settore dell energia elettrica e in materia ambientale, il successo nello sviluppo e nell applicazione di nuove tecnologie, cambiamenti nelle aspettative degli stakeholder e altri cambiamenti nelle condizioni di business, l azione della concorrenza. In relazione alla stagionalità nella domanda di gas naturale e di alcuni prodotti petroliferi e all andamento delle variabili esogene che influenzano la gestione operativa di Eni, quali i prezzi e i margini degli idrocarburi e dei prodotti derivati, l utile operativo e la variazione dell indebitamento finanziario netto del primo semestre non possono essere estrapolati su base annuale. 3

6 ENI RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE / PRINCIPALI DATI Principali dati economici e finanziari Esercizio Primo semestre 2009 (milioni di euro) Var. ass. Var. % Ricavi della gestione caratteristica , Utile operativo , Utile operativo adjusted (a) , Utile netto (b) , Utile netto adjusted (a) (b) , Flusso di cassa netto da attività operativa , Investimenti tecnici , Investimenti in partecipazioni (c) (2.099) (94,8) 207 Costi di ricerca e sviluppo (23) (19,7) Totale attività a fine periodo , Debiti finanziari e obbligazionari a fine periodo , Patrimonio netto e interessenze di terzi azionisti a fine periodo , Indebitamento finanziario netto a fine periodo , Capitale investito netto a fine periodo ,7 (a) Per la definizione e la riconduzione degli utili netti nella configurazione adjusted, che escludono l utile/perdita di magazzino e gli special item, v. il paragrafo Riconduzione dell utile operativo e dell utile netto a quelli adjusted. (b) Di competenza Eni. (c) Al netto delle disponibilità nette acquisite. Principali indicatori reddittuali e finanziari Esercizio Primo semestre Var. ass. Var. % Utile netto 1,21 - per azione (a) (euro) 0,76 1,12 0,36 47,4 3,36 - per ADR (a) (b) (USD) 2,02 2,97 0,95 47,0 Utile netto adjusted 1,44 - per azione (a) (euro) 0,73 0,95 0,22 30,1 4,01 - per ADR (a) (b) (USD) 1,94 2,52 0,58 29,9 Return On Average Capital Employed (ROACE) 8,0 - reported (%) 8,9 9,2 0,3 3,4 9,2 - adjusted (%) 13,0 9,7 (3,3) (25,4) 0,46 Leverage 0,37 0,41 0,04 10,8 (a) Interamente diluito. Calcolato come rapporto tra l utile netto e il numero medio di azioni in circolazione nell esercizio. L ammontare in dollari è convertito sulla base del cambio medio di periodo rilevato dalla BCE. (b) Un ADR rappresenta due azioni. Principali indicatori di mercato Esercizio Primo semestre Var. ass. Var. % 61,51 Prezzo medio del greggio Brent dated (a) 51,60 77,27 25,67 49,7 1,393 Cambio medio EUR/USD (b) 1,332 1,328 (0,004) (0,3) 44,16 Prezzo medio in euro del greggio Brent dated 38,74 58,19 19,45 50,2 3,13 Margini europei medi di raffinazione (c) 4,47 2,90 (1,57) (35,1) 3,56 Margine di raffinazione Brent/Ural (c) 5,09 3,84 (1,25) (24,6) 2,25 Margini europei medi di raffinazione in euro 3,36 2,18 (1,18) (35,1) 1,2 Euribor - euro a tre mesi (%) 1,7 0,6 (1,1) (64,7) 0,7 Libor - dollaro a tre mesi (%) 1,0 0,3 (0,7) (70,0) (a) In USD per barile. Fonte: Platt s Oilgram. (b) Fonte: BCE. (c) In USD per barile FOB Mediterraneo greggio Brent. Elaborazione Eni su dati Platt s Oilgram. 4

7 ENI RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE / PRINCIPALI DATI Principali dati operativi Esercizio Primo semestre Var. ass. Var. % Exploration & Production Produzione di idrocarburi (migliaia di boe/giorno) n.m. n.m Produzione di idrocarburi al netto dell aggiornamento del coefficiente di conversione (a) (migliaia di boe/giorno) , Petrolio e condensati (migliaiadi barili/giorno) (5) (0,5) Gas naturale (milioni di metri cubi/giorno) ,4 622,8 Produzione venduta (milioni di boe) 308,4 312,7 n.m. n.m. 622,8 Produzione venduta al netto dell aggiornamento del coefficiente di conversione (a) (milioni di boe) 308,4 308,3 (0,1) Gas & Power 103,72 Vendite gas mondo (miliardi di metri cubi) 52,81 49,70 (3,11) (5,9) 6,17 - di cui vendite E&P (b) (miliardi di metri cubi) 2,95 2,94 (0,01) (0,3) 76,90 Volumi trasportati in Italia (miliardi di metri cubi) 38,11 43,06 4,95 13,0 33,96 Vendite di energia elettrica (terawattora) 15,35 18,61 3,26 21,2 Refining & Marketing 34,55 Lavorazioni in conto proprio (milioni di tonnellate) 16,65 16,87 0,22 1,3 12,02 Vendite di prodotti petroliferi rete Europa (milioni di tonnellate) 5,86 5,62 (0,24) (4,1) Stazioni di servizio rete Europa a fine periodo (numero) (1) Erogato medio per stazione di servizio rete Europa (migliaia di litri) (64) (5,3) Petrolchimica Produzioni (migliaia di tonnellate) , Vendite di prodotti petrolchimici (migliaia di tonnellate) ,9 Ingegneria & Costruzioni Ordini acquisiti (milioni di euro) , Portafoglio ordini a fine periodo (milioni di euro) , Dipendenti a fine periodo (numero) ,4 (a) Dal 1 aprile 2010, il coefficiente di conversione da metri cubi a boe del gas naturale è stato aggiornato in 1 mc = 0,00636 barili di petrolio (in precedenza 1 mc = 0,00615 barili di petrolio). Per ulteriori informazioni v. il paragrafo Criteri di redazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato. (b) Include le vendite di gas di E&P in Europa pari a 1,32, 1,17 e 2,57 miliardi di metri cubi rispettivamente nel primo semestre 2009, 2010 e nell esercizio 2009 e nel Golfo del Messico pari a 1,63, 1,77 e 3,60 miliardi di metri cubi rispettivamente nel primo semestre 2009, 2010 e nell esercizio

8 ENI RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE / ANDAMENTO OPERATIVO Exploration & Production Principali indicatori di performance Esercizio Primo semestre 2009 (milioni di euro) Ricavi della gestione caratteristica (a) Utile operativo Utile operativo adjusted Utile netto adjusted I risultati includono: ammortamenti e svalutazioni di cui: ammortamenti di ricerca esplorativa costi di perforazione pozzi esplorativi e altro costi di prospezioni e studi geologici e geofisici Investimenti tecnici di cui: ricerca esplorativa (b) sviluppo Capitale investito netto adjusted a fine periodo (c) ,3 ROACE adjusted (c) (%) 21,6 13,4 (d) (e) Produzioni Petrolio e condensati (migliaia di barili/giorno) Gas naturale (milioni di metri cubi/giorno) Idrocarburi (migliaia di boe/giorno) Idrocarburi al netto dell aggiornamento del coefficiente di conversione del gas Prezzi medi di realizzo 56,95 Petrolio e condensati ($/bbl) 48,30 71,63 198,64 Gas naturale ($/kmc) 213,94 203,71 46,90 Idrocarburi ($/boe) 42,83 54, Dipendenti a fine periodo (numero) (a) Prima dell eliminazione dei ricavi infrasettoriali. (b) Include bonus esplorativi. (c) Per la definizione e la metodologia di calcolo si veda di seguito il paragrafo Return On Average Capital Employed (ROACE). (d) Include la quota Eni delle joint venture e collegate valutate con il metodo del patrimonio netto. (e) Dal 1 aprile 2010, il coefficiente di conversione da metri cubi a boe del gas naturale è stato aggiornato in 1 mc = 0,00636 barili di petrolio (in precedenza 1 mc = 0,00615 barili di petrolio). Per ulteriori informazioni v. il paragrafo Criteri di redazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato. Portafoglio minerario e attività di esplorazione Al 30 giugno 2010 il portafoglio minerario di Eni consiste in titoli (in esclusiva o in compartecipazione) per l esplorazione e lo sviluppo localizzati in 40 Paesi dei cinque continenti per una superficie totale di chilometri quadrati in quota Eni: la superficie sviluppata è di chilometri quadrati e la superficie non sviluppata è di chilometri quadrati in quota Eni. Nel primo semestre 2010 le principali variazioni derivano dall acquisto di nuovi titoli esplorativi principalmente in Angola, Pakistan e Venezuela al netto del rilascio di licenze in Australia, Brasile, Egitto, India, Italia, Norvegia, Pakistan, Regno Unito e Stati Uniti. Nel semestre sono stati ultimati 24 nuovi pozzi esplorativi (12,4 in quota Eni), a fronte dei 37 pozzi (22 in quota Eni) del primo semestre Il coefficiente di successo commerciale per l intero portafoglio pozzi è stato del 46% (45,7% in quota Eni), a fronte del 37% (36,4% in quota Eni) nel primo semestre

9 ENI RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE / ANDAMENTO OPERATIVO Principali aree di esplorazione e sviluppo 31 dicembre giugno 2010 Totale Sup. lorda (a) Totale Sup. lorda (a) Sup. lorda sviluppata (a) (b) Sup. lorda (a) non sviluppata Totale Sup. netta (a) Sup. netta sviluppata (a) (b) Sup. netta (a) non sviluppata Numero titoli EUROPA Italia Resto d Europa Croazia Norvegia Regno Unito Altri Paesi AFRICA Africa Settentrionale Algeria Egitto Libia Tunisia Africa Occidentale Angola Congo Gabon Ghana Mali Nigeria Altri Paesi ASIA Kazakhstan Resto dell Asia Arabia Saudita Cina India Indonesia Iraq Iran Pakistan Russia Timor Est Turkmenistan Yemen Altri Paesi AMERICA Brasile Ecuador Stati Uniti Trinidad e Tobago Venezuela Altri Paesi AUSTRALIA E OCEANIA Australia Altri Paesi Totale (a) Chilometri quadrati. (b) La superficie sviluppata si riferisce a quei titoli per i quali almeno una porzione dell area è in produzione o contiene riserve certe sviluppate. 7

10 ENI RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE / ANDAMENTO OPERATIVO Produzione La produzione di idrocarburi reported del primo semestre 2010 è stata di 1,800 milioni di boe/giorno, calcolata sulla base del coefficiente di conversione del gas aggiornato in ragione di metri cubi equivalenti a 6,36 barili a partire dal 1 aprile Su base omogenea, escludendo cioè gli effetti dell aggiornamento del coefficiente di conversione del gas, la produzione aumenta dell 1% rispetto al primo semestre La crescita organica registrata in Nigeria, Congo e USA e il contributo degli avvii dell anno e delle regimazioni di quelli effettuati nel 2009 sono stati parzialmente compensati dalle fermate programmate in particolare nel Mare del Nord e Kazakhstan e dai declini delle produzioni mature. La performance è stata inoltre influenzata dall effetto negativo dei minori entitlement nei Production Sharing Agreement (PSA) dovuti all aumento del prezzo al netto del minore impatto dei tagli OPEC (complessivamente circa -15 mila boe/giorno). La quota di produzione estera è stata del 90% (90% nel primo semestre 2009). Esercizio Primo semestre Var. ass. Var. % (a) (b) (c) Produzione di idrocarburi (migliaia di boe/giorno) n.m. n.m. 169 Italia ,6 247 Resto d Europa (26) (10,4) 573 Africa Settentrionale ,9 360 Africa Occidentale ,2 115 Kazakhstan (6) (5,0) 135 Resto dell Asia (21) (14,6) 153 America ,2 17 Australia e Oceania ,3 Produzione di idrocarburi al netto dell aggiornamento del coefficiente di conversione del gas ,0 Esercizio Primo semestre Var. ass. Var. % Produzione di petrolio e condensati (a) (migliaia di barili/giorno) (5) (0,5) 56 Italia ,9 133 Resto d Europa (13) (9,6) 292 Africa Settentrionale (1) (0,3) 312 Africa Occidentale ,0 70 Kazakhstan (5) (6,8) 57 Resto dell Asia (29) (43,9) 79 America ,3 8 Australia e Oceania 10 9 (1) (10,0) Esercizio Primo semestre Var. ass. Var. % 124 (a) (b) Produzione di gas naturale (milioni di metri cubi/giorno) ,4 18 Italia Resto d Europa (3) (15,8) 46 Africa Settentrionale Africa Occidentale ,7 7 Kazakhstan 8 7 (1) (12,5) 13 Resto dell Asia ,7 12 America ,1 1 Australia e Oceania ,0 (a) Include la quota Eni della produzione delle società collegate e joint venture valutate con il metodo del patrimonio netto. (b) Comprende la quota di gas naturale utilizzata come autoconsumo (8,8 e 8,4 milioni di metri cubi/giorno, rispettivamente nel primo semestre 2010 e 2009, e 8,5 milioni di metri cubi/giorno nel 2009). (c) Dal 1 aprile 2010, il coefficiente di conversione da metri cubi a boe del gas naturale è stato aggiornato in 1 mc = 0,00636 barili di petrolio (in precedenza 1 mc = 0,00615 barili di petrolio). 8

11 ENI RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE / ANDAMENTO OPERATIVO La produzione di petrolio (995 mila barili/giorno) è diminuita di 5 mila barili/giorno, pari allo 0,5%. Il declino di giacimenti maturi e le fermate programmate nel Mare del Nord e Kazakhstan, nonché l impatto negativo dei minori entitlement nei PSA al netto dei minori tagli OPEC, sono stati parzialmente compensati dalla crescita organica in Nigeria, per effetto del ramp-up del progetto Oyo (Eni 40%) e del minore impatto dei problemi di sicurezza, Congo, per la crescita del progetto Awa Paloukou (Eni 90%) e USA, per la crescita dei progetti Thunderhawk (Eni 25%), Leo (Eni 75%) e Longhorn (Eni 75%). La produzione di gas naturale (126 milioni di metri cubi/ giorno) è aumentata di 3 milioni di metri cubi/giorno, pari al 2,4%. I principali incrementi hanno riguardato Nigeria e Usa per crescite organiche e in Congo per l avvio del progetto M Boundi IPP (Eni 100%). Le principali riduzioni sono state registrate nel Mare del Nord e in Egitto a seguito di fermate e declini produttivi. La produzione venduta di idrocarburi al netto dell aggiornamento del coefficiente di conversione del gas è stata di 308,3 milioni di boe. La differenza rispetto alla produzione di 320,9 milioni di boe su base omogenea è dovuta essenzialmente ai volumi destinati all autoconsumo (9,8 milioni di boe). Principali iniziative di esplorazione e sviluppo ITALIA Nel marzo 2010 è stata avviata la piattaforma offshore Annamaria B (Eni 90%, operatore), al confine con le acque croate. Si prevede una produzione a regime di circa 1,2 milioni di metri cubi/giorno nel corso del terzo trimestre Proseguono i lavori per i progetti di Bonaccia Est, Guendalina, Capparuccia e Tresauro. Le altre principali attività hanno riguardato programmi di upgrading e ottimizzazione della produzione con campagne di sidetrack e work over su Barbara, Annalisa, Azalea, Gela e in Val d Agri (Eni 60,77%) dove sono stati anche eseguiti interventi rigless. Sono state inoltre eseguite attività di integrazione e upgrading dei sistemi di compressione e di trattamento degli idrocarburi delle centrali di Crotone e Bronte. RESTO D EUROPA Norvegia L attività esplorativa ha avuto esito positivo con le scoperte: (i) a olio e gas di Fossekall nella PL128 (Eni 11,5%) che sfrutterà le sinergie con le facility di produzione di Norne (Eni 6,9%); (ii) a olio di Flyndretind nella licenza PL 473 (Eni 29,4%). Proseguono le attività di sviluppo del giacimento Goliat (Eni 65%, operatore) nel Mare di Barents. Nel febbraio 2010, è stato assegnato il contratto EPC per la fornitura della FPSO. Continuano le attività di sviluppo delle recenti scoperte nei pressi di Asgaard (Eni 14,82%). In particolare il programma di sviluppo della scoperta Morvin (Eni 30%) prevede il collegamento alle facility di produzione esistenti, di cui è previsto l upgrading. Lo start-up è atteso nel corso dell anno, con un picco produttivo di circa 15 mila boe/ giorno in quota Eni nel Nel corso del primo semestre è stato avviato il programma di sviluppo della scoperta Marulk (Eni 20%, operatore). Lo start-up produttivo è atteso nel Le altre attività dell anno hanno riguardato la finalizzazione delle attività relative al mantenimento e all ottimizzazione della produzione di Ekofisk attraverso la perforazione di pozzi di infilling, lo sviluppo dell Area South, l upgrading delle facility esistenti e l ottimizzazione del water injection. Regno Unito Le attività di sviluppo hanno riguardato interventi di infilling su Elgin/Franklin (Eni 21,87%), Joanne (Eni 33%) e Magnus (Eni 5%). Proseguono le attività di pre-sviluppo delle scoperte: (i) Burghley (Eni 21,92%) con start-up produttivo atteso nel 2010; (ii) a petrolio e gas di Kinnoul (Eni 16,67%) il cui sviluppo avverrà attraverso l utilizzo delle facility di Andrew (Eni 16,21%) e avvio atteso nel 2012; (iii) a gas di Jasmine (Eni 33%), con start-up atteso nel 2012; (iv) Mariner (Eni 8,89%), con start-up atteso nel AFRICA SETTENTRIONALE Algeria Le attività del primo semestre hanno riguardato: (i) lo sviluppo integrato delle riserve di Rom e Zea a seguito della rivalutazione del potenziale minerario dell area. Il progetto ha ottenuto l approvazione da parte delle competenti autorità per la finalizzazione delle attività. Attualmente la produzione è raccolta presso la Central Production Facility (CPF) di Rom e inviata all impianto di trattamento di Bir Rebaa North. Sono proseguite le attività di drilling e work over. Inoltre è in fase di realizzazione una export pipeline e un nuovo sistema di pompaggio multifase in compliance alla legge del Paese relativa alla riduzione del gas flaring; (ii) lo sviluppo del progetto congiunto MLE e CAFC (Eni 75%), asset acquisiti nel 2008 dalla società canadese First Calgary. Il progetto prevede la realizzazione di un impianto di trattamento del gas della capacità di 10 milioni di metri cubi/giorno, di un impianto NGL e di un impianto per il trattamento dell olio della capacità di 35 mila barili/giorno. Gli avvii della produzione del gas e del petrolio sono previsti ri- 9

12 ENI RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE / ANDAMENTO OPERATIVO spettivamente nel 2011 e nel 2012 con il raggiungimento di un plateau complessivo di circa 33 mila boe/giorno (quota Eni) entro il Sono in corso attività di drilling sull area; (iii) lo sviluppo del progetto El Merk. Sono stati assegnati la totalità dei contratti EPC per lo sviluppo delle facility. Sono state avviate le attività di drilling nell area. Lo start-up è atteso nel Egitto L attività esplorativa ha avuto esito positivo con le scoperte: (i) a gas di El Qara (Eni 75%). La scoperta è stata collegata alle facility di produzione presenti nell area; (ii) a gas di Zaafaran East (Eni 75%); e (iii) a olio di Arcadia (Eni 56%), avviato in produzione a fine luglio. Nel luglio 2010, Eni ha firmato uno Strategic Framework Agreement con il Ministero del Petrolio egiziano per lo sviluppo di nuove collaborazioni nelle attività di esplorazione, produzione e trasporto di idrocarburi. In particolare l accordo di cooperazione definisce: (i) iniziative upstream congiunte nel bacino del Mediterraneo e collaborazioni al di fuori dell Egitto in particolare in Gabon e Iraq; (ii) iniziative volte ad assicurare a Eni capacità di trasporto gas nell Arab Gas Pipeline, in linea con gli accordi intergovernativi preesistenti tra i Paesi coinvolti nel progetto. Nel maggio 2010 è stata ceduta la quota del 50% del giacimento offshore di Ashrafi nel Golfo di Suez; Eni conserverà il ruolo di operatore con una quota del 50%. Sono state completate le attività di sviluppo del giacimento Tuna nella concessione di El Temsah (Eni 50%, operatore) il cui start-up è avvenuto nel mese di luglio. Proseguono le attività di ingegneria di base per l upgrading del sistema di water injection del giacimento Belayim (Eni 100%) al fine di ottimizzare il recupero del potenziale minerario, il potenziamento dell impianto di El Gamil per incrementare la capacità di compressione a supporto della produzione e la seconda fase dello sviluppo del giacimento Denise (Eni 50%, operatore). Libia Le principali attività hanno riguardato l ulteriore sviluppo del progetto Western Libyan Gas (Eni 50%) nell ambito degli accordi strategici tra Eni e NOC per la valorizzazione delle riserve di gas. In particolare sono state svolte attività finalizzate al mantenimento del profilo produttivo di gas di Wafa e Bahr Essalam, quali l installazione di impianti di compressione a Wafa e la perforazione di pozzi addizionali in entrambi i giacimenti. Sono proseguite le attività sul progetto per la valorizzazione del gas associato e relativi condensati del giacimento a olio Bouri (Eni 50%). Questi prodotti saranno parzialmente trattati sulla piattaforma e, successivamente, inviati all impianto costiero di Mellitah per il trattamento finale e la loro commercializzazione. La realizzazione di questo progetto consentirà di azzerare il gas flaring delle due piattaforme già installate sul campo. Tunisia Le attività di sviluppo del primo semestre hanno riguardato: (i) il completamento del progetto Baraka (Eni 49%, operatore), attraverso l installazione e la messa in produzione della piattaforma produttiva e la realizzazione del centro di trattamento onshore per la produzione di petrolio, gas e GPL; (ii) il ramp-up della produzione di Maamoura (Eni 49%, operatore). Il picco produttivo complessivo dei due giacimenti di 11 mila boe/giorno è atteso nel Sono proseguiti interventi di ottimizzazione della produzione sulle concessioni di Adam (Eni 25%, operatore), Djebel Grouz (Eni 50%), El Borma (Eni 50%) e Oued Zar (Eni 50%). AFRICA OCCIDENTALE Angola L attività esplorativa ha avuto esito positivo con le tre scoperte Cinguvu, Cabaça e Mpungi mineralizzate a petrolio nel Blocco 15/06 (Eni 35%, operatore). Le scoperte completate in anticipo rispetto ai termini contrattuali incrementano il potenziale di risorse che saranno sviluppate nell ambito dei due progetti West Hub e East Hub. È in corso la fase di Concept Definition (FEED) per il progetto West Hub con final investment decision attesa entro fine anno, mentre è in fase di evaluation il progetto East Hub. Nell ambito delle attività di riduzione del gas flaring nel Blocco 0 (Eni 9,8%) sono in corso progetti che riguardano la realizzazione di facility per la re-iniezione del gas: (i) network di connessione delle facility esistenti, estrazione LPG, utilizzo per gas lift e re-iniezione nell Area A. Proseguono le attività al terminale di Malongo; (ii) installazione del secondo treno di compressione sulla piattaforma del giacimento Nemba nell Area B. È tuttora in corso lo sviluppo del campo Mafumeira (Eni 9,8%), avviato nel corso del Nel primo semestre 2010 è stato raggiunto il plateau di produzione di 45 mila barili/giorno. Le attività di sviluppo delle Development Area dell ex Blocco 14 (Eni 20%) hanno riguardato: (i) il proseguimento delle attività di perforazione sui giacimenti Tombua-Landana, con l obiettivo di raggiungere il plateau entro la fine dell anno; (ii) attività di infilling sui giacimenti Benguela/Belize e Lobito/Tomboco. Le attività di sviluppo delle Development Area dell ex Blocco 15 (Eni 20%) hanno riguardato: (i) l ingegneria di dettaglio e attività di procurement sul progetto Kizomba satelliti-fase 1, con first oil atteso entro la metà del 2012; (ii) il completamento della parte subsea del progetto Gas Gathering, la pipeline che raccoglierà tutto il gas del bloc- 10

13 ENI RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE / ANDAMENTO OPERATIVO co per l invio all impianto di liquefazione A-LNG. Congo Le attività sul giacimento di M Boundi (Eni 83%, operatore) proseguono secondo il nuovo schema di progetto che prevede l utilizzo delle tecniche di recupero assistito e la valorizzazione economica del gas associato nell ottica di riduzione del flaring. A tal fine Eni ha finalizzato contratti di lungo termine per la fornitura del gas di M Boundi a tre facility nell area di Pointe Noire: (i) l impianto di potassio, in costruzione, di proprietà della società canadese MAG Industries; (ii) l esistente impianto di generazione di energia elettrica di Djeno (CED - Centrale Elettrica di Djeno); (iii) la nuova centrale di produzione di energia elettrica di Cote Mateve (CEC - Centrale Electrique du Congo Eni 20%). Questi impianti in futuro riceveranno anche gas dalle scoperte offshore nel permesso Marine XII. La costruzione della centrale CEC prevista dagli accordi di cooperazione firmati nel 2007 con la Repubblica del Congo prosegue secondo il planning previsto e lo start-up del primo turbo generatore è avvenuto alla fine di marzo L avvio del secondo turbo generatore è previsto nel terzo trimestre del Nigeria Nei Blocchi OML 60, 61, 62 e 63 (Eni 20%, operatore), nell ambito delle iniziative finalizzate ad assicurare le forniture di gas all impianto GNL di Bonny (Eni 10,4%), è stata avviata una nuova stazione di compressione che garantirà la fornitura di gas per i treni di liquefazione 4 e 5, pari a 8,8 milioni di metri cubi/giorno (1,7 milioni di metri cubi/giorno in quota Eni). Sono state inoltre completate le attività del progetto di flaring down del centro olio di Ebocha. Nel blocco OML 28 (Eni 5%) è stato completato il primo treno del progetto integrato petrolio e gas naturale nell area di Gbaran-Ubie, con l avvio della produzione di gas. Il piano di sviluppo completo prevede la realizzazione di una Central Processing Facility (CPF) con una capacità di trattamento di circa 28 milioni di metri cubi/giorno di gas e 120 mila barili/giorno di liquidi, la perforazione di pozzi produttivi nonché la realizzazione della pipeline per il trasporto del gas all impianto di liquefazione GNL di Bonny. KAZAKHSTAN Kashagan Continua l esecuzione della fase 1 (Experimental Program) che, a fine giugno, ha raggiunto un avanzamento pari a circa il 76%. La capacità produttiva iniziale sarà di 150 mila barili/giorno e nei successivi mesi raggiungerà 370 mila barili/giorno con l avvio del secondo treno e degli impianti di compressione per la re-iniezione del gas in giacimento. La capacità produttiva della fase 1 (Experimental Program) aumenterà infine a 450 mila barili/giorno con l utilizzo di ulteriore capacità di compressione per la re-iniezione che verrà resa disponibile con lo start-up degli impianti offshore della fase 2 dello sviluppo. La fase 2 è attualmente in fase di Front End Engineering Design (FEED). Karachaganak È in via di completamento la realizzazione della quarta unità di trattamento che consentirà di incrementare i liquidi destinati all esportazione sui mercati occidentali riducendo i volumi non stabilizzati che oggi sono consegnati a Orenburg. Prosegue la costruzione del gasdotto Uralsk Gas Pipeline, della lunghezza di 150 chilometri; il completamento della linea, previsto alla fine dell anno, permetterà di collegare il giacimento alla rete di gasdotti del Kazakhstan. RESTO DELL ASIA Indonesia L attività esplorativa ha avuto esito positivo nel permesso di Muara Bakau (Eni 55%, operatore) localizzato nell offshore dell Isola del Borneo ove i risultati del pozzo di appraisal Jangkrik 2 hanno consentito di incrementare la stima dei volumi recuperabili rispetto alla valutazione effettuata dopo il pozzo di scoperta. Continuano gli studi per gli importanti progetti di sviluppo delle scoperte a olio e gas del permesso di Bukat (Eni 66,25%, operatore) e delle cinque scoperte a gas localizzate nell area del Kutei Deep Water Basin (Eni 20%). Nel corso del primo semestre è iniziata la fase preparatoria per l avvio delle attività nel PSC di Sanga Sanga (Eni 37,8%) relativo al coal-bed methane (CBM). In caso di esito positivo sarà possibile sfruttare le importanti sinergie con gli impianti di produzione e trattamento esistenti nell area, oltre che alimentare l impianto di liquefazione di gas naturale di Bontang. Iraq Il 22 gennaio 2010 Eni, capofila con il 32,8% di un consorzio di compagnie internazionali, e le compagnie di stato irachene South Oil Company e Missan Oil Company, hanno ratificato il Technical Service Contract per lo sviluppo del giacimento di Zubair, offerto in gara pubblica il 30 giugno Lo sviluppo, della durata di 20 anni estendibili per ulteriori 5, prevede il raggiungimento progressivo del target di produzione di 1,2 milioni di barili/giorno nel corso dei prossimi sei anni. Il contratto prevede che il consorzio riceverà una remuneration fee calcolata sulla produzione incrementale una volta raggiunto un aumento produttivo del 10% rispetto al livello di produzione corrente, pari a circa 180 mila barili/giorno. Le spese sostenute dal consorzio saranno recuperate attraverso un meccanismo di cost recovery dal valore della produzione del campo. 11

14 ENI RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE / ANDAMENTO OPERATIVO Lo sviluppo del giacimento prevede due fasi: (i) Rehabilitation Plan, approvato nel giugno 2010, finalizzato al miglioramento dell attuale livello di produzione e delle conoscenze del reservoir; (ii) Redevelopment Plan che consentirà il raggiungimento del target plateau. Iran Nel primo semestre 2010 sono proseguite le attività di commissioning e start-up degli impianti di Darquain, unica attività ancora condotta da Eni nel Paese, in preparazione del formale hand over ai partner locali. Pakistan L attività esplorativa ha avuto esito positivo con il pozzo Latif North 1 (Eni 33,33%), di cui si prevede l avvio produttivo nel corso dell anno. Le attività di sviluppo nel primo semestre hanno riguardato: (i) il giacimento Bhit (Eni 40%, operatore), con il proseguimento dell installazione di un sistema di compressione per il mantenimento degli attuali livelli produttivi; (ii) il giacimento Sawan (Eni 23,68%), dove è stato avviato un sistema di compressione; (iii) il permesso di Zamzama (Eni 17,75%), dove sono stati eseguiti interventi sulla terza linea di trattamento per la produzione del gas ad alto potere calorifico (HVC) per aumentarne l efficienza. AMERICA Stati Uniti È stato completato il programma di sviluppo di Appaloosa (Eni 100%) in sinergia con le facility di Longhorn (Eni 75%). L avvio della produzione, in attesa dell approvazione da parte delle competenti autorità, si prevede avvenire a fine anno con un picco produttivo di circa 1,5 mila boe/giorno. Le altre attività in corso riguardano essenzialmente il proseguimento del progetto Nikaitchuq (Eni operatore con il 100%), situato nel North Slope, in Alaska. Lo sviluppo avverrà per fasi con avvio atteso ad inizio 2011 con un picco produttivo di 28 mila barili/giorno. incrementano del 30% le stime delle risorse in giacimento. Il programma di sviluppo prevede un target produttivo di circa 10 milioni di metri cubi/giorno nel Il 26 gennaio 2010 Eni e la società di Stato venezuelana PDVSA hanno siglato un accordo per lo sviluppo congiunto del giacimento giant a olio pesante Junin 5, nella Faja dell Orinoco, che contiene 35 miliardi di barili di idrocarburi in posto certificati. La produzione è prevista in avvio nel quarto trimestre del 2013 con un plateau produttivo nella prima fase di 75 mila barili/giorno, e un plateau di lungo termine di 240 mila barili/giorno al 100%. Nel giugno 2010 sono stati assegnati a Eni, con la quota del 40%, i permessi di ricerca e sviluppo di gas Punta Pescador e Golfo de Paria Ovest, quest ultimo coincidente con il permesso del giacimento a petrolio di Corocoro (Eni 26%). Le attività di commitment sono in corso di negoziazione con le competenti autorità. AUSTRALIA E OCEANIA Australia L attività di sviluppo riguarda la realizzazione di un ulteriore fase (fase 2) del giacimento Bayu Undan (Eni 10,99%), con l obiettivo di incrementare la produzione di liquidi associati e mantenere l attuale profilo produttivo gas del giacimento. A seguito dell approvazione da parte delle competenti autorità, Eni ha avviato le attività di sviluppo sul giacimento ad olio di Kitan (Eni 40%, operatore), con start-up produttivo previsto nel Il campo ad olio di Kitan si trova nel Mare di Timor, all interno della Joint Petroleum Development Area (JPDA) amministrata congiuntamente da Timor Est ed Australia. Trinidad e Tobago Il principale progetto in corso riguarda lo sviluppo dei giacimenti Poinsettia, Bougainvillea e Heliconia nel Blocco North Coast Marine Area 1 (Eni 17,4%). Il progetto prevede l installazione di una piattaforma produttiva sul giacimento Poinsettia e il collegamento alle facility di trattamento su Hibiscus, di cui è stato realizzato l upgrading. Lo start-up produttivo è atteso nel corso dell anno. Venezuela L attività esplorativa ha avuto esito positivo con il pozzo di appraisal Perla 2 nel Blocco Cardon IV (Eni 50%), nel Golfo di Venezuela. I risultati della perforazione 12

15 ENI RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE / ANDAMENTO OPERATIVO Investimenti Gli investimenti tecnici del settore Exploration & Production (5.150 milioni di euro) hanno riguardato essenzialmente gli investimenti di sviluppo (3.738 milioni di euro), realizzati prevalentemente all estero, in particolare in Congo, Kazakhstan, Stati Uniti, Algeria, Angola, Egitto e Norvegia. In Italia gli investimenti di sviluppo hanno riguardato in particolare il proseguimento del programma di perforazione pozzi di sviluppo e completamento in Val d Agri, nonché interventi di sidetrack e di work over nelle aree mature. Gli investimenti di ricerca esplorativa (515 milioni di euro) hanno riguardato per il 97% le attività all estero, in particolare Stati Uniti, Angola, Indonesia, Ghana e Pakistan. Le attività di ricerca in Italia hanno riguardato essenzialmente l area della Sicilia offshore. Nel primo semestre 2010 gli investimenti tecnici aumentano di 243 milioni di euro rispetto al primo semestre 2009 (+ 5%) per effetto della maggiore attività di sviluppo in Algeria, Congo, Norvegia e Stati Uniti. Esercizio Primo semestre 2009 (milioni di euro) Var. ass. Var. % 749 Italia (71) (17,8) 792 Resto d Europa , Africa Settentrionale , Africa Occidentale , Kazakhstan (14) (2,7) 663 Resto dell Asia (94) (27,2) America (67) (9,6) 487 Australia e Oceania (219) (71,8) ,0 13

16 ENI RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE / ANDAMENTO OPERATIVO Gas & Power Principali indicatori di performance Esercizio Primo semestre Ricavi della gestione caratteristica (a) (milioni di euro) Utile operativo Utile operativo adjusted Mercato Business regolati Italia (b) Trasporto internazionale Utile netto adjusted EBITDA pro-forma adjusted Mercato Business regolati Italia Trasporto internazionale Investimenti tecnici Capitale investito netto adjusted a fine periodo (c) ,3 ROACE adjusted (c) (%) 11,1 11,8 103,72 Vendite gas mondo (miliardi di metri cubi) 52,81 49,70 6,17 di cui: vendite E&P (d) 2,95 2,94 76,90 Volumi trasportati in Italia (miliardi di metri cubi) 38,11 43,06 33,96 Vendite di energia elettrica (terawattora) 15,35 18, Dipendenti a fine periodo (numero) (a) Prima dell eliminazione dei ricavi infrasettoriali. (b) Dal 1 gennaio 2010, nel settore di attività Trasporto si è proceduto all aggiornamento della vita utile dei metanodotti (da 40 a 50 anni), oggetto di recente revisione ai fini tariffari da parte dell Autorità per l energia elettrica e il gas. La Società, tenuto anche conto dei meccanismi di riconoscimento delle componenti tariffarie legate ai nuovi ammortamenti, ha ritenuto adeguato rideterminare la vita utile di tali asset, allineandola alla durata convenzionale tariffaria. (c) Per la definizione e la metodologia di calcolo si veda di seguito il paragrafo Return On Average Capital Employed (ROACE). (d) Include le vendite di gas di E&P in Europa pari a 1,32, 1,17 e 2,57 miliardi di metri cubi rispettivamente nel primo semestre 2009, 2010 e nell esercizio 2009 e nel Golfo del Messico pari a 1,63, 1,77 e 3,60 miliardi di metri cubi rispettivamente nel primo semestre 2009, 2010 e nell esercizio GAS NATURALE Approvvigionamenti di gas naturale Nel primo semestre 2010 i volumi di gas naturale approvvigionati dalle società consolidate, compreso l approvvigionato Distrigas di 8,84 miliardi di metri cubi, sono stati di 41,65 miliardi di metri cubi con una diminuzione rispetto al primo semestre 2009 di 2,42 miliardi di metri cubi, pari al 5,5% in linea con il calo delle vendite. I volumi di gas approvvigionati all estero (38,03 miliardi di metri cubi dalle società consolidate), importati in Italia o venduti sui mercati esteri, pari al 90% del totale, sono diminuiti di 2,56 miliardi di metri cubi rispetto al primo semestre 2009 (-6,3%), per effetto essenzialmente dei minori ritiri dalla Russia in particolare di gas destinato al mercato italiano (-3,43 miliardi di metri cubi). In aumento i ritiri dai Paesi Bassi (+1,23 miliardi di metri cubi) e dalla Norvegia (+0,62 miliardi di metri cubi). Gli approvvigionamenti in Italia (3,62 miliardi di metri cubi) sono aumentati di 0,14 miliardi di metri cubi rispetto al primo semestre 2009, pari al 4%. Nel primo semestre 2010 i principali flussi approvvigionati di gas equity derivano dalle produzioni: (i) dei giacimenti nazionali (3,3 miliardi di metri cubi); (ii) dei giacimenti libici Wafa e Bahr Essalam la cui produzione è in gran parte importata in Italia attraverso il gasdotto GreenStream. Nel primo semestre 2010 i due giacimenti hanno fornito 1,3 miliardi di metri cubi in quota Eni; (iii) delle aree nel Mare del Nord britannico e norvegese (1,4 miliardi di metri cubi); (iv) di altre aree europee (in particolare dalla Croazia per 0,3 miliardi di metri cubi). 14