Relazione semestrale al 30 giugno 2006

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1 Relazione semestrale al 30 giugno 2006

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, Renzo Costi, Dario Fruscio, Marco Pinto, Marco Reboa, Mario Resca, Pierluigi Scibetta DIRETTORI GENERALI Divisione Exploration & Production Stefano Cao (4) Divisione Gas & Power Domenico Dispenza (5) Divisione Refining & Marketing Angelo Taraborelli (6) COLLEGIO SINDACALE (7) Presidente Paolo Andrea Colombo Sindaci effettivi Filippo Duodo, Edoardo Grisolia, Riccardo Perotta, Giorgio Silva Sindaci supplenti Francesco Bilotti, Massimo Gentile MAGISTRATO DELLA CORTE DEI CONTI DELEGATO AL CONTROLLO SULLA GESTIONE FINANZIARIA DI ENI SpA Lucio Todaro Marescotti (8) Sostituto Angelo Antonio Parente (9) Società di revisione (10) PricewaterhouseCoopers SpA La composizione e le funzioni del Comitato per il controllo interno, del Compensation Committee e dell Osservatorio Petrolifero Internazionale, sono illustrate nel capitolo Altre informazioni delle Informazioni sulla gestione. (1) Nominato dall Assemblea il 27 maggio 2005 per un triennio che scade con l approvazione del bilancio dell esercizio 2007 (2) Nominato dall Assemblea il 27 maggio 2005 (3) Deleghe conferitegli dal Consiglio di Amministrazione il 1 giugno 2005 (4) Nominato dal Consiglio di Amministrazione il 14 novembre 2000 (5) Nominato dal Consiglio di Amministrazione il 14 dicembre 2005, con decorrenza 1 gennaio 2006 (6) Nominato dal Consiglio di Amministrazione il 14 aprile 2004 (7) Nominato dall Assemblea il 27 maggio 2005 per un triennio che scade con l approvazione del bilancio dell esercizio 2007 (8) Funzioni conferite dal Consiglio di Presidenza della Corte dei conti con deliberazione del luglio 2006 (9) Funzioni conferite dal Consiglio di Presidenza della Corte dei conti con deliberazione del maggio 2003 (10) Incarico conferito dall Assemblea il 28 maggio 2004 per un triennio 21 settembre 2006

3 Relazione semestrale al 30 giugno 2006 Sommario Informazioni sulla gestione e situazione contabile consolidata di Eni Informazioni sulla gestione Andamento operativo 4 Exploration & Production 11 Gas & Power 17 Refining & Marketing 20 Petrolchimica 22 Ingegneria e Costruzioni 24 Innovazione tecnologica 27 Commento ai risultati economico-finanziari 49 Altre informazioni 54 Glossario Relazione semestrale consolidata di Eni SpA 58 Stato patrimoniale 59 Conto economico 60 Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto 62 Rendiconto finanziario 65 Criteri di redazione 65 Principi di consolidamento 66 Criteri di valutazione 72 Modifica dei criteri contabili 72 Utilizzo di stime contabili 76 Note alla relazione semestrale consolidata Informazioni relative alla capogruppo 122 Effetti derivanti dall applicazione Eni SpA dei principi contabili internazionali 132 Situazione contabile di Eni SpA al 30 giugno 2006 Eni SpA - Acconto dividendo 2006: Relazione degli Amministratori ai sensi dell art bis, comma 5, del codice civile 139 Commento ai risultati economico-finanziari 155 Altre informazioni 156 Acconto sul dividendo dell esercizio 2006 Relazioni della Società di revisione 157 Allegati alla relazione semestrale 164 Imprese e partecipazioni rilevanti consolidata di Eni di Eni SpA al 30 giugno Variazioni dell area di consolidamento verificatesi nel semestre Per Eni si intende Eni SpA e le imprese incluse nell area di consolidamento

4 ENI RELAZIONE SEMESTRALE 2006 Highlights Nel primo semestre 2006 Eni ha conseguito l utile netto di 5,28 miliardi di euro con un aumento di 0,9 miliardi di euro rispetto al primo semestre 2005 (+21,5%) che riflette l ottima performance operativa (+2,38 miliardi di euro). L utile netto adjusted che esclude gli effetti dell utile di magazzino e degli special item 1 è aumentato del 23,3% a 5,44 miliardi di euro In relazione ai risultati conseguiti il Consiglio di Amministrazione di Eni ha deliberato la distribuzione agli azionisti di un acconto sul dividendo dell esercizio 2006 di 0,60 euro per azione (0,45 euro nel 2005, +33,3%). Nel semestre sono state acquistate 42 milioni di azioni proprie al costo di 978 milioni di euro La produzione di idrocarburi ha raggiunto 1,79 milioni di boe/giorno con un incremento del 4,3% rispetto al primo semestre 2005 per effetto della crescita per linee interne registrata in particolare in Libia, Angola ed Egitto. L aumento si eleva al 6,1% se si esclude l effetto prezzo nei Production Sharing Agreements (PSA) e nei contratti di buy-back (-32 mila boe/giorno). Nonostante l impatto negativo degli eventi non prevedibili in Venezuela e Nigeria, per il 2006 l incremento della produzione si collocherà a circa il 3% assumendo uno scenario di riferimento del prezzo medio del Brent di circa 55 dollari/barile L attività esplorativa è stata intensificata: l investimento del semestre di 378 milioni di euro è raddoppiato rispetto allo stesso periodo del Sono state effettuate numerose scoperte di idrocarburi; le principali sono avvenute in Italia, Nigeria, Congo, Algeria, Egitto, Libia e Norvegia. Inoltre il portafoglio esplorativo è stato rafforzato sia attraverso l acquisizione di ulteriori asset in aree di presenza consolidata come Pakistan, Australia, Congo e Angola, sia con l ingresso in nuovi Paesi a elevato potenziale quali Mozambico e Timor Est. La superficie complessiva lorda acquisita si estende per circa chilometri quadrati (di cui il 99% in qualità di operatore) Le vendite di gas naturale in Europa (51,82 miliardi di metri cubi) sono aumentate di 3,11 miliardi di metri cubi pari al 6,4% rispetto al primo semestre 2005, per effetto dell incremento del numero dei clienti serviti Nell ambito della strategia di diversificazione delle fonti di approvvigionamento del gas è stato firmato l accordo per il raddoppio dell impianto di liquefazione di Damietta, in Egitto, attraverso la realizzazione di un secondo treno della capacità di trattamento di 7,6 miliardi di metri cubi di gas/anno equivalenti a 5 milioni di tonnellate di GNL. Il progetto consentirà a Eni di mettere in produzione nuovi giacimenti ubicati nell offshore del delta del Nilo e porterà l impianto di Damietta a svolgere sempre più il ruolo di hub del gas nel bacino del Mediterraneo È stato definito con la turca Çalik Enerji il progetto paritetico di realizzazione dell oleodotto che collegherà la costa turca del Mar Nero presso Samsun con l hub commerciale di Ceyhan sul Mediterraneo. La nuova infrastruttura della lunghezza di 550 chilometri e della capacità massima di trasporto di 1,5 milioni di barili di greggio al giorno, equivalenti a circa 75 milioni di tonnellate all anno, consentirà di esportare il petrolio russo e kazako verso i mercati occidentali evitando l attraversamento degli stretti del Bosforo e dei Dardanelli, contribuendo in tal modo alla tutela dell ambiente (1) Per la definizione e la riconduzione degli utili nella configurazione a valori correnti, che esclude l utile/perdita di magazzino, e adjusted, che esclude inoltre gli special item, v. il paragrafo Riconduzione dell utile operativo e dell utile netto a quelli a valori correnti e adjusted a pag. 37. Eni e S&P MIB - 2 gennaio settembre 2006 Prezzo in euro azioni Eni 26,00 24,00 22,00 20,00 18,00 16,00 14,00 12,00 10,00 8,00 Prezzo medio mensile del Brent in USD per barile Valore S&P MIB Eni S&P MIB Brent 2

5 ENI RELAZIONE SEMESTRALE 2006 Principali dati economico-finanziari Esercizio (milioni di euro) Primo semestre Var. ass. Var. % Ricavi della gestione caratteristica , Utile operativo , Utile operativo adjusted , Utile netto di competenza Eni (1) , Utile netto adjusted di competenza Eni (1) , Flusso di cassa netto da attività di esercizio , Investimenti tecnici (152) (4,7) Patrimonio netto compresi gli interessi di terzi azionisti , Indebitamento finanziario netto a fine periodo (3.017) (32,1) Capitale investito netto (865) (1,8) 204 Costi di ricerca e sviluppo (6) (5,6) 2,34 Utile per azione (euro) 1,15 1,42 0,27 23,5 3,97 Cash flow per azione (euro) 2,29 2,87 0,58 25,3 47,06 Numero azioni proprie acquistate (milioni) 11,55 41,97 30,42 263, Costo azioni proprie acquistate ,9 (1) Per la definizione e la riconduzione degli utili nella configurazione a valori correnti, che esclude l utile/perdita di magazzino, e adjusted, che esclude inoltre gli special item, v. il paragrafo Riconduzione dell utile operativo e dell utile netto a quelli a valori correnti e adjusted a pag. 37. 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 per l intero esercizio. Principali dati operativi Esercizio Primo semestre Var. ass. Var. % Produzione giornaliera di: petrolio (migliaia di barili) (5) (0,5) 626 gas naturale (1) (migliaia di boe) , idrocarburi (1) (migliaia di boe) ,3 93,81 Vendite di gas naturale in Europa (miliardi di metri cubi) 48,71 51,82 3,11 6,4 5,82 - di cui vendite upstream (miliardi di metri cubi) 2,97 3,08 0,11 3,7 30,22 Trasporto di gas naturale per conto terzi in Italia (miliardi di metri cubi) 16,33 16,49 0,16 1,0 22,77 Produzione venduta di energia elettrica (terawattora) 10,55 12,42 1,87 17,7 51,63 Vendite di prodotti petroliferi (milioni di tonnellate) 24,81 24,87 0,06 0, Stazioni di servizio a fine periodo (Italia + estero) (numero) (2.857) (31,3) Produzione di prodotti petrolchimici (migliaia di tonnellate) (25) (0,7) Vendite di prodotti petrolchimici (migliaia di tonnellate) , Ordini acquisiti nel settore Ingegneria e Costruzioni (milioni di euro) , Portafoglio ordini nel settore Ingegneria e Costruzioni (milioni di euro) , Dipendenti a fine periodo (numero) ,7 (1) Comprende la produzione di gas naturale utilizzata come autoconsumo (44, 42 e 50 mila boe/giorno, rispettivamente nel 2005, nel primo semestre 2005 e nel primo semestre 2006). Principali indicatori di mercato Esercizio Primo semestre Var. ass. Var. % 54,38 Prezzo medio del greggio Brent dated (1) 49,55 65,69 16,14 32,6 1,244 Cambio medio EUR/USD (2) 1,285 1,229 (0,056) (4,4) 43,71 Prezzo medio in euro del greggio Brent dated 38,56 53,45 14,89 38,6 5,78 Margini europei medi di raffinazione (3) 5,52 4,36 (1,16) (21,0) 4,65 Margini europei medi di raffinazione in euro 4,30 3,55 (0,75) (17,4) 2,2 Euribor - euro a tre mesi (%) 2,1 2,8 0,7 33,3 3,5 Libor - dollaro a tre mesi (%) 3,0 4,9 1,9 63,3 (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. 3

6 ENI RELAZIONE SEMESTRALE 2006 / ANDAMENTO OPERATIVO Exploration & Production Portafoglio minerario e attività di esplorazione Al 30 giugno 2006 il portafoglio minerario di Eni consiste in titoli 1 (in esclusiva o in compartecipazione) per l esplorazione e lo sviluppo localizzati in 36 Paesi dei cinque continenti per una superficie complessiva in quota Eni di chilometri quadrati ( al 31 dicembre 2005), di cui relativi a permessi di coltivazione e sviluppo ( al 31 dicembre 2005). All estero la superficie complessiva ( chilometri quadrati) è aumentata di chilometri quadrati per effetto dell ottenimento di licenze esplorative in Angola, Congo, Egitto, Pakistan, Australia, Venezuela, Brasile, Norvegia, Stati Uniti e, come nuovi Paesi, Mozambico e Timor Est. In Italia la superficie complessiva ( chilometri quadrati) è diminuita di 903 chilometri quadrati a seguito di rilasci. Nel semestre è stata eseguita un intensa campagna esplorativa nelle aree di presenza consolidata, come testimoniano gli importanti investimenti sostenuti (378 milioni di euro; +103% rispetto al primo semestre 2005). Sono stati ultimati 34 nuovi pozzi esplorativi (20 in quota Eni), rispetto ai 28 pozzi del primo semestre 2005 (9 in quota Eni). Il coefficiente di successo è stato del 25,9% (31,2% in quota Eni), a fronte del 25,8% (40,2% in quota Eni) del primo semestre (1) Di cui un titolo di esplorazione e sviluppo posseduto tramite joint venture valutata con il metodo del patrimonio netto e 5 titoli di esplorazione posseduti tramite società collegate per le iniziative in Arabia Saudita, Russia e Spagna. Produzione Esercizio Primo semestre Var. ass. Var. % Produzione giornaliera di idrocarburi (1) (migliaia di boe) ,3 261 Italia (25) (9,4) 480 Africa Settentrionale ,0 343 Africa Occidentale ,0 283 Mare del Nord ,0 370 Resto del mondo (53) (13,8) 614,9 Produzione venduta (1) (milioni di boe) 301,4 313,6 12,2 4,0 (1) Include la quota Eni della produzione di joint venture valutate con il metodo del patrimonio netto. 4

7 ENI RELAZIONE SEMESTRALE 2006 / ANDAMENTO OPERATIVO Nel primo semestre 2006 la produzione giornaliera di idrocarburi di mila barili di petrolio equivalente (boe) aumenta di 73 mila boe rispetto al primo semestre 2005 (+4,3%) per effetto della crescita per linee interne registrata in particolare in Libia, Angola ed Egitto. Questi aumenti sono stati parzialmente assorbiti: (i) dalla minore attribuzione di produzione (-32 mila boe/giorno) nei PSA e nei contratti di buy-back dovuta all aumento del prezzo del barile; (ii) dalla risoluzione unilaterale da parte della compagnia petrolifera di Stato Petróleos de Venezuela SA (PDVSA) del contratto relativo alle attività minerarie di Dación con effetto dal 1 aprile 2006 (l incidenza media sul primo semestre 2006 è stata di -29 mila barili/giorno); (iii) dal declino produttivo di giacimenti maturi, essenzialmente in Italia (gas naturale); (iv) dagli impatti delle fermate di impianti in Nigeria per effetto delle tensioni locali, degli uragani nel Golfo del Messico e di problemi tecnici agli impianti di produzione verificatisi in Norvegia, Italia e Kazakhstan. L aumento si eleva al 6,1% se si esclude l effetto prezzo nei PSA e nei contratti di buy-back. La quota di produzione estera sul totale raggiunge l 86% (84% nel primo semestre 2005). La produzione giornaliera di petrolio e condensati (1.099 mila barili) è in linea rispetto al primo semestre 2005 (-0,5%). Le diminuzioni hanno riguardato: (i) il Venezuela, a seguito della risoluzione unilaterale da parte della compagnia petrolifera di Stato Petróleos de Venezuela SA (PDVSA) del contratto relativo alle attività minerarie di Dación con effetto dal 1 aprile 2006; (ii) la Nigeria, a seguito delle fermate di impianti per effetto delle tensioni locali, il cui impatto è stato parzialmente compensato dall entrata a regime del giacimento Bonga nel permesso OML 118 (Eni 12,5%); (iii) l Italia, a seguito dei problemi tecnici verificatisi all FPSO del giacimento Aquila; (iv) il Kazakhstan, per effetto degli interventi di manutenzione sulle facility del giacimento Karachaganak nella prima parte dell anno; (v) gli Stati Uniti, a seguito dell impatto residuo degli uragani verificatisi nel quarto trimestre Gli aumenti hanno riguardato: (i) l Angola, per effetto dell entrata a regime dei giacimenti Kissanje e Dikanza, nell ambito della fase B del progetto di sviluppo Kizomba nel Blocco 15 (Eni 20%), e North Sanha/Bomboco nel Blocco 0 (Eni 9,8%), nonché dell avvio dei giacimenti del progetto integrato Benguela/Belize/Lobito/Tomboco nel Blocco 14 (Eni 20%); (ii) la Libia, per effetto dell entrata a regime del giacimento offshore Bahr Essalam nell ambito del Western Libyan Gas Project (Eni 50%); (iii) l Algeria, per la crescita produttiva del giacimento Rod e satelliti (Eni operatore con il 63,96%). La produzione giornaliera di gas naturale (688 mila boe) è aumentata di 78 mila boe rispetto al primo semestre 2005, pari al 12,8%, a seguito essenzialmente degli incrementi registrati in: (i) Libia, per effetto dell entrata a regime del giacimento Bahr Essalam (Eni 50%); (ii) Egitto, per effetto dell entrata a regime della piattaforma el Temsah 4 e del giacimento Barboni nell offshore del delta del Nilo e della crescita delle forniture all impianto di liquefazione di Damietta (Eni 40%); (iii) Nigeria, per effetto della Esercizio Primo semestre Var. ass. Var. % Produzione giornaliera di petrolio e condensati (1) (migliaia di barili) (5) (0,5) 86 Italia (10) (11,2) 308 Africa Settentrionale ,7 310 Africa Occidentale ,2 179 Mare del Nord (1) (0,5) 228 Resto del mondo (56) (23,6) 402,6 Produzione venduta (1) (milioni di barili) 198,9 197,4 (1,5) (0,8) (1) Include la quota Eni della produzione di joint venture valutate con il metodo del patrimonio netto. Esercizio Primo semestre Var. ass. Var. % 626 Produzione giornaliera di gas naturale (1) (migliaia di boe) ,8 175 Italia (15) (8,4) 172 Africa Settentrionale ,0 33 Africa Occidentale ,6 104 Mare del Nord ,8 142 Resto del mondo ,0 212,3 Produzione venduta (1) (milioni di boe) 102,5 116,2 13,7 13,4 (1) Include la quota Eni della produzione di joint venture valutate con il metodo del patrimonio netto. 5

8 ENI RELAZIONE SEMESTRALE 2006 / ANDAMENTO OPERATIVO crescita delle forniture all impianto di liquefazione di Bonny (Eni 10,4%) in relazione all avvio dei treni di trattamento 4 e 5; (iv) Australia, a seguito dell avvio delle forniture all impianto di liquefazione di Darwin collegato al giacimento a liquidi e gas Bayu Undan (Eni 12,04%). Questi aumenti sono stati parzialmente assorbiti dalla riduzione registrata in Italia, a seguito del declino produttivo di giacimenti maturi, e dagli impatti degli uragani nel Golfo del Messico. La produzione venduta di idrocarburi è stata di 313,6 milioni di boe. La differenza rispetto alla produzione di 9,8 milioni di boe è dovuta essenzialmente ai volumi di gas naturale destinati all autoconsumo (9,1 milioni di boe). Principali iniziative di esplorazione e di sviluppo ALGERIA Attività esplorativa: a) nel Blocco onshore 403a (Eni 50%) i pozzi di appraisal Rom N2 e N3 hanno rinvenuto una mineralizzazione di petrolio alla profondità di circa metri; b) nel Blocco onshore 404a (Eni 25%) il pozzo di scoperta BBKS-1 ha rinvenuto la presenza di petrolio alla profondità di metri. I principali progetti di sviluppo in corso riguardano: (i) ROM Integrated, che prevede la messa in produzione delle riserve scoperte con la recente attività di appraisal condotta nell area. Il recupero delle riserve avverrà anche attraverso l iniezione in giacimento del gas attualmente bruciato al centro satellite di ROM con il progressivo abbattimento fino al 90% circa dei volumi bruciati. Il picco produttivo del progetto di 34 mila barili/giorno (13 mila in quota Eni) è atteso nel 2009; (ii) il Blocco 208 (Eni 12,25%), IAN e EOR nel Blocco 212 con avvio atteso nel 2010, attraverso la perforazione di 145 pozzi e la realizzazione di una Central Production Facility per la produzione di petrolio stabilizzato, condensati ed NGL. Nel semestre è proseguita l attività di ingegneria di base che è attualmente completata al 71%. Il picco produttivo di 181 mila barili/giorno (19 mila in quota Eni) è atteso nel Lo Stato algerino ha in corso una riforma della fiscalità delle imprese petrolifere che, per la parte già in vigore, non modifica direttamente il regime fiscale dei contratti esistenti (Production Sharing Agreement - PSA ) di cui sono parti le compagnie straniere presenti nel Paese. Tuttavia la compagnia di Stato Sonatrach ha chiesto a Eni e/o agli operatori delle joint venture di cui Eni fa parte la rinegoziazione dei termini dei PSA tra essi esistenti, motivandola con la necessità di ricondurre tali contratti all equilibrio economico originario che Sonatrach ritiene sia stato modificato a suo danno a seguito dell introduzione a suo carico di nuovi oneri fiscali. L esito di tali negoziazioni non è al momento prevedibile. Inoltre il Governo algerino ha di recente approvato una proposta di modifica dell attuale legge petrolifera che prevede, tra l altro, l introduzione a carico delle compagnie straniere firmatarie degli esistenti PSA di un imposta aggiuntiva applicabile nel caso in cui le quotazioni del petrolio superino i 30 USD per barile. La proposta di legge dovrà essere approvata dal Parlamento ed essere poi dettagliata tramite successivi decreti di attuazione. Non è quindi al momento possibile una stima degli eventuali maggiori oneri tributari. ANGOLA Attività esplorativa: nel Blocco 15 (Eni 20%) il pozzo di appraisal Tchihumba 2 ha rinvenuto la presenza di petrolio alla profondità di circa 3 mila metri. Nel maggio 2006, in esito a una gara internazionale, Eni si è aggiudicata con il ruolo di operatore (Eni 35%) la licenza esplorativa del Blocco offshore 15/06 della superficie lorda di circa chilometri quadrati. Il programma esplorativo prevede la perforazione di otto pozzi nell arco di cinque anni e un opzione per un estensione della durata della licenza di tre anni con la perforazione di tre pozzi. Nel marzo 2006 è stato firmato un joint operating agreement (Eni 12%) relativo al Blocco 3/05-A. Il programma esplorativo prevede la perforazione di un pozzo esplorativo nell arco di tre anni e un opzione per un estensione della durata dell agreement di due anni con la perforazione di un pozzo addizionale. Nel gennaio 2006 sono stati avviati i giacimenti di petrolio Benguela, Belize, Lobito e Tomboco nel Blocco 14 (Eni 20%) a una profondità d acqua di circa 500 metri. Lo sfruttamento dei quattro giacimenti avviene attraverso una Compliant Piled Tower 2 dotata di facility di trattamento per Benguela/Belize e un sistema sottomarino di collegamento per Lobito/Tomboco. Il picco produttivo di 200 mila barili/giorno (32 mila in quota Eni) è atteso nel Nell ambito del piano di sviluppo del giacimento di petrolio Banzala nel Blocco 0 in Cabinda (Eni 9,8%) è in corso la costruzione delle due piattaforme di sviluppo Banzala B/C, che affiancheranno l esistente Banzala A, e la perforazione dei pozzi produttori e di water injection. L avvio della produzione è previsto nel dicembre 2006 per Banzala C e nel primo trimestre 2007 per Banzala B; (2) Piattaforma offshore flessibile al vento, alle onde, alle correnti marine e sostenuta da pali d acciaio ancorati al fondale marino. 6

9 ENI RELAZIONE SEMESTRALE 2006 / ANDAMENTO OPERATIVO il picco produttivo di 25 mila barili/giorno (2 mila in quota Eni) è atteso nel Nel marzo 2006 è stato avviato lo sviluppo dei giacimenti di petrolio Mondo e Saxi/Batuque nell ambito della fase C di messa in produzione delle riserve dell area Kizomba nel Blocco 15 (Eni 15%) nell offshore profondo. L avvio della produzione è previsto nel primo semestre 2008; il picco produttivo di 100 mila barili/giorno per entrambi i progetti (18 mila in quota Eni) è atteso rispettivamente nel 2008 e nel AUSTRALIA Attività esplorativa: nel Blocco offshore WA-25-L (Eni 65% operatore) il pozzo di appraisal Woollybutt-5 ha rinvenuto una mineralizzazione di petrolio alla profondità di metri. Nel giugno 2006 Eni ha avviato lo sviluppo del giacimento a gas e liquidi Blacktip (Eni 100%) situato nel Blocco WA-279-P nel Bonaparte Basin, a una profondità d acqua di 50 metri. Il progetto con avvio atteso nel gennaio 2009 prevede la perforazione di 2 pozzi di sviluppo, l installazione di una piattaforma di produzione, la posa di una pipeline offshore della lunghezza di 108 chilometri e la realizzazione sulla terraferma di un impianto di trattamento del gas della capacità di 1,3 miliardi di metri cubi/anno. In forza del contratto della durata di venticinque anni firmato con la Darwin Power & Water Utility Co, saranno forniti complessivamente 20 miliardi di metri cubi di gas con l opzione di futuri incrementi dei volumi forniti. Nel febbraio 2006 è avvenuta la spedizione del primo carico di GNL dall impianto di liquefazione di Darwin destinato al mercato giapponese a due compagnie operanti nel campo energetico e nella distribuzione del gas. L impianto della capacità di 3,5 milioni di tonnellate/anno di GNL (equivalenti alla carica di 4,9 miliardi di metri cubi/anno di gas naturale) è collegato attraverso un gasdotto della lunghezza di circa 500 chilometri al giacimento a gas e liquidi di Bayu Undan. Il giacimento è situato a una profondità d acqua di 80 metri nei permessi JPDA e JPDA nelle acque di cooperazione internazionale tra Australia e Timor Est (Eni 12,04%). Il progetto di sviluppo ha visto la sua realizzazione in due fasi: la prima, conclusasi nel 2004, con produzione e separazione offshore dei liquidi e re-iniezione del gas; e la seconda con la realizzazione delle infrastrutture per liquefare ed esportare il gas a Darwin. Il picco produttivo del giacimento, superiore a 200 mila boe/giorno è atteso nel 2006 e la produzione in quota Eni nel primo semestre 2006 è stata superiore a boe/giorno. BRASILE Nel gennaio 2006, in esito a una gara internazionale svolta nell ottobre 2005, Eni si è aggiudicata con il ruolo di operatore la licenza esplorativa della durata di sei anni del Blocco BM-Cal-14. Il Blocco copre una superficie lorda di circa 750 chilometri quadrati in acque profonde nel bacino di Camamu-Almada a circa chilometri a Nord di Rio de Janeiro. CONGO Attività esplorativa: nel permesso Mer Très Profonde Sud (Eni 30%) il pozzo di scoperta Aurige Nord Marine-1 ha rinvenuto la presenza di idrocarburi, erogando in fase di test circa 5 mila barili/giorno di petrolio. Nell aprile 2006, in esito a una gara internazionale, Eni si è aggiudicata la licenza esplorativa dell area Haute Mer- A situata nell offshore profondo. Il Blocco copre una superficie lorda di chilometri quadrati. È in corso l assegnazione della licenza da parte dell Autorità. CROAZIA Attività esplorativa: nel permesso offshore Ivana (Eni 50%) il pozzo di scoperta Ana 1 ha individuato la presenza di gas a una profondità compresa tra 891 e metri, erogando in fase di test metri cubi/giorno di gas; il pozzo di scoperta Vesna 1 ha individuato la presenza di gas a una profondità compresa tra 650 e 953 metri, erogando in fase di test metri cubi/giorno di gas. Nell ambito del piano di sviluppo delle riserve di gas del permesso Ivana (Eni 50%), a 40 chilometri a Ovest di Pola nell offshore adriatico, è stata avviata la produzione delle piattaforme Ivana C/K, nonché dei giacimenti Ika e Ida. La produzione di questi giacimenti è convogliata alla piattaforma Ivana K e da qui, attraverso una condotta lunga 57 chilometri, alla piattaforma Garibaldi K per la commercializzazione sul mercato italiano. È in corso anche la realizzazione di una condotta della lunghezza di 44 chilometri per il trasporto del gas sulla costa croata presso Pola dove sarà realizzato un terminale di ricezione. Attualmente la produzione di gas dei quattro giacimenti è di 3,7 milioni di metri cubi/giorno. È in corso lo sviluppo del campo Katarina attraverso l utilizzo di tre piattaforme collegate tramite sealine a Marica e Barbara T2. Lo start-up è previsto per fine EGITTO Attività esplorativa: a) nel permesso offshore Rudeis (Eni 50%) il pozzo di scoperta Abu Rudeis Marine-4 ha evidenziato la presenza di petrolio a oltre 3 mila metri di profondità; b) nel permesso West Razzak (Eni 40%) il pozzo di scoperta Aghar SW-1X ha evidenziato la presenza di petrolio di buona qualità su più livelli compresi tra e metri. Nell ambito dell espansione dell impianto GNL di Damietta, nel giugno 2006 è stato firmato l accordo 7

10 ENI RELAZIONE SEMESTRALE 2006 / ANDAMENTO OPERATIVO quadro per la costruzione di un secondo treno di trattamento con un investimento di 1,5 miliardi di dollari. Il nuovo treno avrà capacità di liquefazione per 5 milioni di tonnellate annue di GNL, pari alla carica di 7,6 miliardi di metri cubi di gas all anno per 20 anni con avvio nel 2010, e raddoppierà la capacità di produzione dell impianto esistente. Eni assicurerà 2,5 miliardi di metri cubi/anno di gas al secondo treno da nuove scoperte ubicate nell offshore del delta del Nilo, alcune delle quali in acque profonde. Per la realizzazione dell impianto sarà costituita una società i cui partner saranno Eni, Unión Fenosa, SEGAS (Spanish Egyptian Gas Co), BP e gli enti di Stato EGAS ed EGPC. Eni già fornisce al primo treno circa 1,5 miliardi di metri cubi/anno di gas naturale per venti anni. KAZAKHSTAN Nell ambito del PSA North Caspian Sea, di cui Eni è operatore unico con il 18,52%, proseguono le attività di sviluppo del giacimento Kashagan, considerato la più importante scoperta petrolifera al mondo degli ultimi trent anni. Il 25 febbraio 2004 le Autorità kazake hanno approvato il piano di sviluppo del giacimento che prevede la messa in produzione in tre fasi successive, di cui la prima è in corso, di riserve totali recuperabili di 7-9 miliardi di barili incrementabili fino a 13 miliardi mediante la re-iniezione parziale del gas. Rispetto al piano di sviluppo della fase 1, è in corso una verifica della configurazione di alcuni impianti offshore che, senza modificare il concetto di sviluppo del campo, ha l obiettivo di individuare opzioni per migliorare la sicurezza e l operabilità. Si può anticipare che alcuni cambiamenti saranno necessari e che, vista la complessità del progetto e lo stato avanzato di esecuzione della prima fase, questi comporteranno un ritardo nell avvio della produzione rispetto a quanto previsto (2008). I costi e i tempi per la realizzazione della prima fase del progetto sono in corso di revisione e recepiranno anche gli effetti negativi dell evoluzione dei tassi di cambio e del generale aumento dei costi per materie prime e servizi che ha interessato l industria petrolifera. Al 30 giugno 2006 sono stati assegnati contratti del valore complessivo di oltre 9,6 miliardi di dollari per l esecuzione della prima fase di sviluppo del giacimento. Nella realizzazione del progetto sono impiegate le più avanzate tecnologie per far fronte alle elevate pressioni in giacimento e alla presenza di acido solfidrico. Nell ambito del programma di valutazione delle numerose scoperte effettuate nell area coperta dal PSA, nel maggio 2006 è iniziata la perforazione del primo pozzo di appraisal della struttura di Kairan (Kairan 2) con l obiettivo di meglio caratterizzarne il reservoir. LIBIA Attività esplorativa: nel Blocco offshore NC 41 (Eni 50%) il pozzo di scoperta T1 ha rinvenuto una mineralizzazione a gas alla profondità di metri. MOZAMBICO Nel marzo 2006, in esito a una gara internazionale, Eni si è aggiudicata la licenza esplorativa dell Area 4, situata nell offshore profondo del Rovum Basin circa chilometri a Nord della capitale Maputo. Il Blocco copre una superficie lorda di chilometri quadrati all interno di un bacino geologico finora inesplorato che secondo gli studi effettuati presenta elevata potenzialità mineraria. NIGERIA Attività esplorativa: a) nel Blocco offshore OML 118 (Eni 12,5%) il pozzo di appraisal Bonga North 2 ha rinvenuto la presenza di petrolio alla profondità di metri; b) nel Blocco offshore OML 120 (Eni 100%) il pozzo appraisal Oyo 2 Dir ha rinvenuto la presenza di petrolio alla profondità di metri. Eni partecipa con il 10,4% nell impianto di liquefazione di gas naturale di Bonny, nella zona orientale del delta del Niger. Attualmente l impianto è in produzione con 5 treni della capacità produttiva di 17 milioni di tonnellate/anno di GNL, corrispondenti a circa 23 miliardi di metri cubi/anno di carica di gas naturale. Il quarto e il quinto treno sono entrati in esercizio tra la fine del 2005 e l inizio del È in corso la realizzazione del sesto treno della capacità produttiva di 4,1 milioni di tonnellate/anno di GNL, e l ingegneria del settimo treno; questi ulteriori ampliamenti porteranno la capacità produttiva al 2011 a circa 30 milioni di tonnellate/anno di GNL, corrispondenti alla carica di circa 41 miliardi di metri cubi/anno di gas. Le principali iniziative di sviluppo per assicurare le forniture di gas all impianto di Bonny riguardano i Blocchi OML 60, 61, 62 e 63. A regime le forniture Eni dei sei treni dell impianto saranno di 7,6 milioni di metri cubi/giorno (46 mila boe/giorno), incluso Nase Gas (Eni 5%). NORVEGIA Attività esplorativa: nel Blocco offshore Pl 229 (Eni 65% operatore) il pozzo 7122/7-3, appraisal della scoperta Goliath, ha rinvenuto formazioni mineralizzate di idrocarburi dello spessore complessivo di 180 metri alla profondità di metri. Nel febbraio 2006, in esito a una gara internazionale, Eni si è aggiudicata con il ruolo di operatore (Eni 20%) il Blocco offshore 6607/11-122D nel bacino Halten Terrace della superficie lorda di 7 chilometri quadrati. Nel marzo 2006, in esito a una gara internazionale, Eni si è aggiudicata (Eni 30%) i Blocchi offshore 7124/6 e 7125/4 della superficie lorda di 525 chilometri quadrati. Il programma esplorativo prevede la perforazione di 8

11 ENI RELAZIONE SEMESTRALE 2006 / ANDAMENTO OPERATIVO un pozzo nell arco dei primi tre anni di durata della licenza. PAKISTAN Nel febbraio 2006, in esito a una gara internazionale, Eni si è aggiudicata con il ruolo di operatore due licenze esplorative relative ai Blocchi Rjar/Mithi zona I e Thar/Umarkot zona III. I due blocchi situati nell Est Sindh al confine con l India si estendono su di una superficie lorda di circa chilometri quadrati. REGNO UNITO Attività esplorativa: a) nel Permesso P/011 Blocco 30/06a (Eni 33%), nel Mare del Nord Centrale, il pozzo di scoperta 30/06 -F perforato alla profondità di circa metri ha rinvenuto la presenza di gas e condensati; b) nel Permesso P/672 Blocco 30/02c (Eni 7%), nel Mare del Nord Centrale, il pozzo di scoperta 30/02c-09 ha rinvenuto la presenza di livelli mineralizzati a gas e condensati alla profondità di metri. Il pozzo è stato allacciato alle facility di produzione esistenti. Nel marzo 2006 è stata avviata la produzione del giacimento offshore a gas e condensati Glenelg (Eni 8%) situato a 240 chilometri a Nord-Est di Aberdeen. Lo sfruttamento del giacimento avviene utilizzando le facility della vicina piattaforma di produzione Elgin Franklin (Eni 21,87%). La produzione a regime è attesa in circa 30 mila boe/giorno (2.400 mila in quota Eni). STATI UNITI Attività esplorativa: a) nel Blocco Green Canyon 473 (Eni 50% operatore) è stata confermata la presenza di petrolio di precedente scoperta; b) nel Blocco Mississippi Canyon 546 (Eni 50%) il pozzo di appraisal Longhorn ha rinvenuto la presenza di gas alla profondità di circa metri. TIMOR EST Nel maggio 2006, in esito a una gara internazionale, Eni si è aggiudicata con il ruolo di operatore (Eni 100%) cinque licenze esplorative relative alle contract area A, B, C, E ed H, della superficie lorda di chilometri quadrati, situate nell offshore profondo compreso tra l isola di Timor e la zona di cooperazione internazionale tra Timor East e Australia. TURCHIA Il 14 giugno 2006 è stato pubblicato sulla gazzetta ufficiale turca il decreto governativo, con ratifica del Presidente della Repubblica, che assegna la licenza di costruzione dell oleodotto Samsun-Ceyhan alla società turca Çalik Enerji, partner al 50% di Eni. Il by-pass degli stretti turchi (Bosforo e Dardanelli) consentirà di trasportare il petrolio dall area Caspio all hub commerciale di Ceyhan sul Mediterraneo. La nuova infrastruttura avrà una lunghezza di 550 chilometri e una capacità massima di trasporto di 1,5 milioni di barili/giorno, equivalenti a circa 75 milioni di tonnellate all anno. Il trasporto con oleodotto rappresenta un alternativa più efficiente ed eco-compatibile rispetto al trasporto via mare attraverso gli stretti del Bosforo e dei Dardanelli. VENEZUELA Nel gennaio 2006, in esito a una gara internazionale, Eni si è aggiudicata la licenza esplorativa della durata di trenta anni del Blocco Cardon IV, in joint venture con un altra compagnia petrolifera internazionale. Il Blocco è parte del progetto Rafael Urdaneta per lo sviluppo delle riserve di gas naturale in un area della superficie di circa 30 mila chilometri quadrati nel golfo del Venezuela. Con effetto dal 1 aprile 2006 la compagnia petrolifera di Stato venezuelano Petróleos de Venezuela SA (PDVSA) ha comunicato a Eni Dación BV che il contratto di servizio relativo alle attività minerarie dell area di Dación si deve intendere risolto. Conseguentemente da tale data la conduzione delle attività è stata assunta da PDVSA. Eni ha offerto la disponibilità a un accordo circa l indennizzo dovuto a seguito della risoluzione unilaterale del contratto. In caso di insuccesso delle trattative Eni valuterà ogni azione da intraprendere a difesa dei propri interessi in Venezuela. In particolare sulla base dei pareri dei propri consulenti legali Eni ritiene di aver diritto a un indennizzo corrispondente al valore di mercato del contratto di servizio terminato da PDVSA. Tale valore secondo le valutazioni interne della società e di esperti indipendenti risulta non inferiore al valore di libro dell asset (pari a 654 milioni di euro) che conseguentemente non è stato oggetto di svalutazione. Nell esercizio 2005 e nel primo trimestre 2006, la produzione giornaliera del campo di Dación è stata di circa 60 mila barili. Al 31 dicembre 2005, le riserve certe di Dación iscritte a libro erano 175 milioni di barili. ITALIA Sono state effettuate scoperte a gas: a) in Emilia Romagna nella concessione onshore Longanesi 1, a una profondità di metri; b) nell offshore siciliano (permesso Argo 1 - Eni 60%) a una profondità compresa tra e metri; c) nell offshore adriatico (permesso Benedetta) a una profondità di metri, erogando in fase di test metri cubi/giorno di gas. L attività di sviluppo ha riguardato in particolare: (i) l ottimizzazione di giacimenti in produzione attraverso interventi di sidetrack e di infilling (Barbara A/D, Daria, Anemone per il gas e Rospo per il petrolio); (ii) l avanzamento del programma di perforazione e di potenziamento delle facility di produzione in Val d Agri (Eni 66%); 9

12 ENI RELAZIONE SEMESTRALE 2006 / ANDAMENTO OPERATIVO (iii) il completamento dello sviluppo della piattaforma Barbara H con lo start-up dei pozzi Bar 97, 98 e 99; (iv) il completamento degli interventi sulle piattaforme Annabella e Basil. Sono in fase di avanzata realizzazione i progetti sui temi a gas dell onshore siciliano: (i) Pizzo Tamburino, è stato assegnato il contratto EPC per l allaccio e la messa in produzione del pozzo PT1 di cui si prevede l avvio nel secondo semestre del 2007 con una produzione attesa di boe/giorno; (ii) Samperi 1, è previsto l avvio nella seconda metà del 2006 con picco produttivo di circa boe/giorno; (iii) Fiumetto 1 e Fiumetto 3, è stata ultimata la realizzazione del metanodotto di collegamento dei due giacimenti e il successivo allaccio alle facility di produzione definitive. Investimenti tecnici Esercizio (milioni di euro) Primo semestre Var. ass. Var. % 143 Acquisto di riserve unproved 57 4 (53) (93,0) 158 Acquisto di riserve proved 68 (68) (100,0) (121) (96,8) 656 Esplorazione , Sviluppo (174) (9,2) 55 Dotazioni patrimoniali (3) (12,5) Totale investimenti tecnici (106) (4,8) Gli investimenti tecnici del settore Exploration & Production (2.114 milioni di euro) hanno riguardato essenzialmente gli investimenti di sviluppo (1.711 milioni di euro), realizzati prevalentemente all estero (1.537 milioni di euro), in particolare in Kazakhstan, Angola ed Egitto. In Italia gli investimenti di sviluppo (174 milioni di euro) hanno riguardato in particolare il proseguimento del programma di perforazione di pozzi di sviluppo e completamento in Val d Agri, nonché interventi di sidetrack e di infilling nelle aree mature. Gli investimenti di ricerca esplorativa (378 milioni di euro) hanno riguardato per l 87% le attività all estero, in particolare Egitto, Nigeria, Stati Uniti e Norvegia. Le attività di ricerca in Italia hanno riguardato essenzialmente le aree della Sicilia offshore, della Pianura Padana e dell Adriatico. Nel primo semestre 2006 gli investimenti tecnici diminuiscono di 106 milioni di euro rispetto al primo semestre 2005 (-4,8%) per effetto della riduzione degli investimenti di sviluppo essenzialmente per il completamento di importanti progetti in Libia (Bahr Essalam) e Angola (Blocco 15 e Benguela/Belize/Lobito/Tomboco) e per l acquisto dell ulteriore quota dell 1,85% del giacimento Kashagan avvenuto nel primo semestre 2005 (169 milioni di euro), i cui effetti sono stati parzialmente compensati dalla crescita della ricerca esplorativa (più che raddoppiata) essenzialmente in Egitto e Nigeria. 10

13 ENI RELAZIONE SEMESTRALE 2006 / ANDAMENTO OPERATIVO Gas & Power GAS NATURALE Approvvigionamenti di gas naturale Esercizio (miliardi di metri cubi) Primo semestre Var. ass. Var. % 10,73 Italia 5,34 4,84 (0,50) (9,4) 21,03 Russia per l Italia 11,12 11,57 0,45 4,0 2,47 Russia per Turchia 1,05 1,72 0,67 63,8 19,58 Algeria 10,73 10,11 (0,62) (5,8) 8,29 Paesi Bassi 4,37 5,43 1,06 24,3 5,78 Norvegia 3,07 2,92 (0,15) (4,9) 3,63 Ungheria 2,11 2,09 (0,02) (0,9) 3,84 Libia 1,87 3,34 1,47 78,6 0,43 Croazia 0,21 0,35 0,14 66,7 2,28 Regno Unito 1,12 1,15 0,03 2,7 1,45 Algeria (GNL) 0,76 0,77 0,01 1,3 0,69 Altri (GNL) 0,32 0,70 0,38.. 1,18 Altri acquisti Europa 0,33 0,92 0,59.. 1,18 Extra Europa 0,58 0,39 (0,19) (32,8) 71,83 Estero 37,64 41,46 3,82 10,1 82,56 Totale approvvigionamenti 42,98 46,30 3,32 7,7 0,84 Prelievi da stoccaggio 0,16 (0,64) (0,80).. (0,78) Perdite di rete e differenze di misura (0,35) (0,27) 0,08 (22,9) 82,62 Disponibilità per la vendita delle società consolidate 42,79 45,39 2,60 6,1 Nel primo semestre 2006 i volumi di gas naturale approvvigionati sono stati di 46,3 miliardi di metri cubi con un aumento di 3,32 miliardi di metri cubi rispetto al primo semestre 2005, pari al 7,7%, in linea con la crescita delle vendite. I volumi di gas approvvigionati all estero (41,46 miliardi di metri cubi) hanno rappresentato oltre l 89% del totale (88% nel primo semestre 2005). Gli approvvigionamenti dall estero (41,46 miliardi di metri cubi) sono aumentati di 3,82 miliardi di metri cubi rispetto al primo semestre 2005, pari al 10,1%, per effetto dell entrata a regime delle forniture di gas libico (+1,47 miliardi di metri cubi), dei maggiori acquisti dai Paesi Bassi (+1,06 miliardi di metri cubi), dei maggiori approvvigionamenti di gas russo venduto in Turchia (+0,67 miliardi di metri cubi) e dei maggiori acquisti dalla 11

14 ENI RELAZIONE SEMESTRALE 2006 / ANDAMENTO OPERATIVO Croazia per l inizio delle forniture dai nuovi giacimenti nell offshore adriatico. Le principali riduzioni hanno riguardato le forniture dall Algeria (-0,62 miliardi di metri cubi) e dalla Norvegia (-0,15 miliardi di metri cubi). Gli approvvigionamenti in Italia (4,84 miliardi di metri cubi) sono diminuiti di 0,50 miliardi di metri cubi rispetto al primo semestre 2005, pari al 9,4%, per effetto della flessione della produzione del settore Exploration & Production. Nel primo semestre le immissioni nel deposito presso Stoccaggi Gas Italia SpA sono state di 0,64 miliardi di metri cubi (a fronte di prelievi netti di 0,16 miliardi di metri cubi nel primo semestre 2005). TAKE-OR-PAY Per coprire la domanda di gas naturale nel medio e lungo termine, in particolare del mercato italiano, Eni ha stipulato con i Paesi produttori contratti di acquisto pluriennali la cui durata residua media è di circa 16 anni. I contratti in essere, che prevedono clausole take-or-pay, assicureranno dal 2008 circa 67,6 miliardi di metri cubi/anno di gas naturale (Russia 28,5, Algeria 21,5, Paesi Bassi 9,8, Norvegia 6 e Nigeria - GNL 1,8). I prelievi minimi contrattuali (take-or-pay) rappresentano mediamente l 85% dei volumi indicati. Nonostante una parte crescente dei volumi disponibili di gas sia commercializzata all estero, nel lungo termine trend sfavorevoli nell andamento della domanda di gas in Italia, l eventuale realizzazione di tutti gli investimenti annunciati in nuove infrastrutture di approvvigionamento, nonché l evoluzione della regolamentazione del settore costituiscono elementi di rischio per l adempimento delle obbligazioni previste dai contratti di take-or-pay. Vendite di gas naturale Esercizio (miliardi di metri cubi) Primo semestre Var. ass. Var. % 52,47 Italia a terzi (1) 27,28 27,46 0,18 0,7 12,05 Grossisti (aziende di vendita) 6,91 6,73 (0,18) (2,6) 1,95 Gas release 1,07 1,13 0,06 5,6 38,47 Clienti finali 19,30 19,60 0,30 1,6 13,07 Industriali 6,23 7,09 0,86 13,8 17,60 Termoelettrici 8,40 7,90 (0,50) (6,0) 7,80 Residenziali 4,67 4,61 (0,06) (1,3) 5,54 Autoconsumi (1) 2,59 3,08 0,49 18,9 23,44 Resto d Europa (1) 12,36 14,48 2,12 17,2 1,17 Extra Europa 0,56 0,37 (0,19) (33,9) 82,62 Vendite a terzi e autoconsumi delle società consolidate 42,79 45,39 2,60 6,1 7,08 Vendite di gas naturale delle società collegate (quota Eni) 3,80 4,06 0,26 6,8 0,07 Italia (1) 0,04 0,01 (0,03) (75,0) 6,47 Resto d Europa (1) 3,47 3,71 0,24 6,9 0,54 Extra Europa 0,29 0,34 0,05 17,2 89,70 Totale vendite e autoconsumi gas naturale 46,59 49,45 2,86 6,1 93,81 Vendite di gas naturale in Europa 48,71 51,82 3,11 6,4 87,99 G&P in Europa (1) 45,74 48,74 3,00 6,6 5,82 Upstream in Europa 2,97 3,08 0,11 3,7 Nel primo semestre 2006 le vendite di gas naturale (49,45 miliardi di metri cubi inclusi gli autoconsumi e le vendite delle società collegate) sono aumentate di 2,86 miliardi di metri cubi rispetto al primo semestre 2005, pari al 6,1%, per effetto essenzialmente della crescita registrata nei mercati del resto d Europa (+2,36 miliardi di metri cubi, pari al 14,9%) e negli autoconsumi di gas per la produzione di energia elettrica nelle centrali EniPower (0,49 miliardi di metri cubi, pari al 18,9%). In un contesto di mercato sempre più competitivo, le vendite di gas naturale in Italia delle società consolidate (27,46 miliardi di metri cubi) sono aumentate di 0,18 miliardi di metri cubi rispetto al primo semestre 2005, pari allo 0,7%, per effetto essenzialmente dell incremento registrato nelle vendite al settore industriale (0,86 miliardi di metri cubi), dovuto al maggior numero di clienti serviti, solo in parte assorbito dalla flessione delle forniture ai settori termoelettrico (-0,50 miliardi di 12

15 ENI RELAZIONE SEMESTRALE 2006 / ANDAMENTO OPERATIVO metri cubi), dovuta prevalentemente all uso autorizzato dell olio combustibile a seguito dell emergenza invernale, e grossisti (-0,18 miliardi di metri cubi). Le vendite Gas release 1 (1,13 miliardi di metri cubi) sono aumentate di 0,06 miliardi di metri cubi. Gli autoconsumi 2 (3,08 miliardi di metri cubi) sono aumentati di 0,49 miliardi di metri cubi rispetto al primo semestre 2005, pari al 18,9%, per effetto essenzialmente dei maggiori consumi di EniPower in relazione all entrata in esercizio di nuova capacità produttiva. Le vendite nel resto d Europa delle società consolidate (14,48 miliardi di metri cubi) sono aumentate di 2,12 miliardi di metri cubi, pari al 17,2%, per effetto degli incrementi registrati: (i) nelle vendite con contratti di fornitura di lungo termine a importatori in Italia (+1,19 miliardi di metri cubi), principalmente per l entrata a regime dei contratti associati alle forniture di gas prodotto dai giacimenti libici; (ii) nelle forniture al mercato turco (+0,68 miliardi di metri cubi); (iii) in Francia, nelle forniture a clienti industriali (+0,33 miliardi di metri cubi); (iv) in Germania e Austria (+0,26 miliardi di metri cubi), nelle vendite a Gaz de France e nelle forniture alla collegata GVS (Eni 50%). Le vendite di gas naturale delle società collegate nel resto d Europa (in quota Eni e al netto delle forniture Eni) sono state di 3,71 miliardi di metri cubi con un aumento di 0,24 miliardi di metri cubi, riferito principalmente a Unión Fenosa Gas, e hanno riguardato in particolare: (i) la GVS (Eni 50%) con 1,80 miliardi di metri cubi; (ii) la Unión Fenosa Gas (Eni 50%) con 1,03 miliardi di metri cubi; (iii) la Galp Energia (Eni 33,34%) con 0,81 miliardi di metri cubi. Trasporto di gas naturale Nel primo semestre 2006 i volumi di gas immessi nella rete nazionale gasdotti (46,52 miliardi di metri cubi) sono aumentati di 1,73 miliardi di metri cubi rispetto al primo semestre 2005, pari al 3,9%, per effetto essenzialmente dell incremento dei consumi registrato nel settore termoelettrico. I volumi di gas naturale trasportati per conto terzi (16,49 miliardi di metri cubi) sono aumentati di 0,16 miliardi di metri cubi rispetto al primo semestre 2005, pari all 1%. Volumi di gas naturale trasportati (1) Esercizio (miliardi di metri cubi) Primo semestre Var. ass. Var. % 54,88 Per conto Eni 28,46 30,03 1,57 5,5 30,22 Per conto terzi 16,33 16,49 0,16 1,0 9,9 Enel 5,43 5,06 (0,37) (6,8) 7,78 Edison Gas 4,18 4,69 0,51 12,2 12,54 Altri 6,72 6,74 0,02 0,3 85,10 44,79 46,52 1,73 3,9 (1) Comprendono le quantità immesse negli stoccaggi nazionali. Iniziative di sviluppo Egitto Eni attraverso Unión Fenosa Gas partecipa con il 40% nell impianto di liquefazione di Damietta che produce circa 5 milioni di tonnellate/anno di GNL equivalenti alla carica di 7,6 miliardi di metri cubi/anno di gas naturale. Nel giugno 2006 i partner del progetto (Unión Fenosa Gas, la società mista ispano egiziana SEGAS, gli enti di Stato EGAS ed EGPC con i produttori Eni e BP) hanno definito il piano di espansione dell impianto attraverso la realizzazione di un secondo treno di liquefazione, della stessa capacità del primo, con un investimento previsto di circa 1,5 milioni di dollari e avvio nel Per la sezione upstream del progetto v. Exploration & Production - Principali iniziative di esplorazione e sviluppo. Spagna Nell aprile 2006 è stato avviato l impianto di rigassificazione di Sagunto (Valencia) della capacità di circa 7,2 (1) Nel giugno 2004 è stata concordata con l Autorità garante della concorrenza e del mercato la cessione da parte di Eni, al punto di entrata di Tarvisio della rete nazionale di gasdotti, di un volume complessivo di 9,2 miliardi di metri cubi di gas naturale (2,3 miliardi di metri cubi l anno) nei quattro anni termici del periodo 1 ottobre settembre (2) Ai sensi dell art. 19 comma 4 del D.Lgs. 164/2000, le quantità di gas autoconsumato direttamente dall impresa o da società controllate sono escluse dal calcolo dei tetti sulle vendite ai clienti finali e sulle immissioni nella rete nazionale di gasdotti ai fini della vendita in Italia. 13

16 ENI RELAZIONE SEMESTRALE 2006 / ANDAMENTO OPERATIVO miliardi di metri cubi/anno, partecipato da Eni con il 21,25% (corrispondente a 1,5 miliardi di metri cubi/anno) attraverso Unión Fenosa Gas. La capacità dell impianto sarà incrementata di 3,6 miliardi di metri cubi/anno entro il 2009 a completamento del piano di espansione approvato. Sempre attraverso Unión Fenosa Gas Eni partecipa con il 9,5% nell impianto di rigassificazione di El Ferrol (Galizia) in fase di realizzazione. L impianto con completamento previsto entro il primo semestre 2007 avrà una capacità di rigassificazione di circa 4 miliardi di metri cubi/anno (0,4 miliardi in quota Eni). Acquisto di Siciliana Gas SpA Nel mese di maggio 2006 è stato perfezionato il contratto di acquisto, per il corrispettivo di 98 milioni di euro, del 50% di Siciliana Gas SpA e di 1 azione di Siciliana Gas Vendite SpA posseduti dall Ente Siciliano per la Promozione Industriale in liquidazione (ESPI). L Autorità garante della concorrenza e del mercato aveva autorizzato l operazione il 1 febbraio Con l acquisto Eni è diventato azionista unico di Siciliana Gas SpA e possiede direttamente e indirettamente il 100% di Siciliana Gas Vendite SpA. Siciliana Gas SpA è attiva nel settore della distribuzione del gas naturale in Sicilia dal 1979 ed è titolare delle concessioni per la distribuzione del gas in 77 comuni, tra i quali Agrigento, Enna, Trapani e Gela, di cui 71 in esercizio, con una rete di circa chilometri e con 181 dipendenti. Siciliana Gas Vendite SpA è attiva nella vendita del gas naturale al mercato finale con circa 220 mila clienti, vendite per circa 190 milioni di metri cubi/anno e con 49 dipendenti. Toscana Energia SpA Nell ambito della strategia di sviluppo delle attività di distribuzione e vendita al dettaglio di gas naturale in Italia, in particolare attraverso progetti di aggregazione regionale, il 24 gennaio 2006, Eni, Italgas (Eni 100%) e i soci pubblici di Fiorentina Gas SpA (Eni 51,03%) e di Toscana Gas SpA (Eni 46,1%) hanno firmato un accordo quadro per lo sviluppo dell alleanza nei settori della distribuzione e della vendita gas. Contestualmente è stata costituita Toscana Energia SpA (Eni 48,7%), cui sono state conferite le partecipazioni possedute dai soci nelle società di distribuzione Fiorentina Gas e Toscana Gas. Le due società, che saranno oggetto di incorporazione entro due anni, sono attive in 97 comuni con una rete di distribuzione di chilometri e con 1,6 milioni di clienti. I soci pubblici di Toscana Energia SpA svolgono il ruolo di indirizzo strategico e controllo; Eni svolge il ruolo di partner industriale con le relative responsabilità operative e gestionali. Inoltre l accordo prevede la costituzione di un unica società regionale di vendita (600 mila clienti, 1,1 miliardi di metri cubi di gas venduti in 147 comuni toscani), a maggioranza azionaria Eni, attraverso la fusione della Toscana Gas Clienti SpA (Eni 46,1%, comuni toscani 53,9%) e della Fiorentina Gas Clienti SpA (100% Eni). L Autorità garante della concorrenza e del mercato ha autorizzato l operazione il 20 luglio Regolamentazione Determinazione del prezzo di riferimento per i clienti non idonei alla data del 31 dicembre delibere n. 248/2004 e n. 134/2006 dell Autorità per l energia elettrica e il gas Con delibera n. 248 del 29 dicembre 2004, integrata e modificata dalla delibera n. 134 del 28 giugno 2006, l Autorità per l energia elettrica e il gas ha modificato la disciplina di aggiornamento della componente materia prima prevista dalla delibera n. 195/2002 nella determinazione delle tariffe da applicare ai clienti finali che alla data del 31 dicembre 2002 erano qualificati non idonei in base al D.Lgs. n. 164/2000 (essenzialmente i clienti del settore civile/residenziale). Le principali modifiche introdotte sono le seguenti: (i) variazioni della componente materia prima ridotte a valori (cosiddetta clausola di salvaguardia) pari: a) al 75%, qualora le quotazioni del Brent siano inferiori a 20 dollari/barile o comprese nell intervallo dollari/barile, e b) al 95% qualora le quotazioni del Brent siano superiori ai 60 dollari/barile; nella versione originale della delibera n. 248/2004 la riduzione al 75% delle variazioni della materia prima si applicava per quotazioni del Brent inferiori a 20 dollari/barile o superiori a 35 dollari/barile; (ii) la rettifica del peso relativo dei tre prodotti che compongono l indice di riferimento dei prezzi dell energia le cui variazioni determinano l adeguamento del costo della materia prima qualora superiori o inferiori alla soglia di invarianza del 2,5% rispetto allo stesso indice del periodo precedente; (iii) l introduzione nell indice di riferimento del greggio Brent dated in sostituzione di uno dei tre prodotti che compongono l indice (un pool di greggi); (iv) il riconoscimento introdotto dalla delibera n. 134/2006 agli esercenti attività di vendita di un corrispettivo aggiuntivo in forma fissa, quantificato in 1,5 centesimi di euro/metro cubo; (v) la riduzione del valore del corrispettivo variabile relativo alla commercializzazione all ingrosso nella misura di 0,26 centesimi di euro/metro cubo. Inoltre gli esercenti attività di vendita che forniscono gas ai grossisti in virtù di contratti in essere alla data di entrata in vigore della delibera n. 248/2004 che non prevedono clausole di aggiornamento o di revisione 14

17 ENI RELAZIONE SEMESTRALE 2006 / ANDAMENTO OPERATIVO dei prezzi in caso di modifiche delle condizioni economiche di fornitura, hanno l obbligo di offrire a tali soggetti nuove condizioni contrattuali coerenti con la nuova disciplina di aggiornamento del costo della materia prima. Le modifiche al meccanismo di indicizzazione introdotte dalla delibera n. 134/2006 si applicano a partire dal 1 luglio 2006 per un periodo di due anni con la possibilità di proroga per un altro anno su decisione dell Autorità. La delibera n. 134/2006 a partire dal 1 ottobre 2006 limita l obbligo a carico degli esercenti l attività di vendita di offrire condizioni economiche calcolate sulla base di criteri definiti dall Autorità, a beneficio dei soli clienti domestici con consumi annui inferiori a metri cubi di gas. La delibera n. 134/2006 oltre a modificare/integrare la delibera n. 248/2004 dispone: (i) misure transitorie per il riconoscimento di eventuali maggiori costi d importazione relativi ad approvvigionamenti spot nel prossimo periodo invernale gennaio-marzo 2007; (ii) il riconoscimento di un parziale conguaglio del rimborso dovuto ai clienti finali per i maggiori importi fatturati nel 2005 dalle imprese di vendita; (iii) l obbligo a carico delle imprese di vendita, limitatamente ai contratti di compravendita all ingrosso stipulati successivamente alla data di entrata in vigore della delibera n. 248/2004, di offrire ai propri clienti condizioni economiche coerenti con la nuova disciplina di aggiornamento del costo della materia prima entro il 30 novembre 2006 dandone comunicazione all Autorità entro il 31 dicembre Con successivo provvedimento l Autorità definirà le modalità di riconoscimento alle imprese che adempiono a tale obbligo di un importo pari al 50% della differenza per l anno 2005 tra l aggiornamento del costo della materia prima calcolato in base alla disciplina della delibera n. 248/2004 e quello calcolato in base alla disciplina previgente (ex delibera n. 195/2002). Qualora l Autorità ritenesse adempiuto l obbligo di rinegoziazione, l ammontare accantonato nel bilancio 2005 a fronte della stima del probabile impatto negativo della nuova disciplina di indicizzazione (225 milioni di euro) risulterebbe parzialmente eccedente. È pendente innanzi al Consiglio di Stato il ricorso in appello dell Autorità per l energia elettrica e il gas contro la sentenza con la quale il TAR per la Lombardia ha annullato la delibera 248/2004 nei confronti di Eni, ritenendola illegittima. Tuttavia alla luce delle motivazioni in base alle quali il Consiglio di Stato ha accolto l appello dell Autorità nei confronti di un altra impresa di vendita del gas, Eni ritiene che l esito del giudizio innanzi al Consiglio di Stato possa risultare sfavorevole. Tenuto conto dell elevato livello delle quotazioni del petrolio Brent rispetto al 2005 e del fatto che le correzioni migliorative per il venditore introdotte dalla delibera 134/2006 decorrono dal luglio 2006 e non comprendono quindi il primo semestre dell anno, l impatto negativo del nuovo regime di indicizzazione sui margini di vendita del gas nell esercizio 2006 sarà prevedibilmente più elevato rispetto a quello dell esercizio precedente, non considerando eventuali proventi derivanti da eccedenze di quanto accantonato nell esercizio 2005, come precedentemente richiamato. Richieste di informazioni sui prezzi - Avvio istruttoria dell Autorità per l energia elettrica e il gas Con delibera n. 107/2005 l Autorità per l energia elettrica e il gas ha avviato un istruttoria per l irrogazione di una sanzione amministrativa nei confronti di Eni SpA e di altri operatori del settore importatori di gas naturale, ai sensi della legge n. 481/1995 (legge istitutiva dell Autorità), per inottemperanza alla delibera n. 188/2004 che imponeva la trasmissione all Autorità per l energia elettrica e il gas di informazioni, tra le quali in particolare: (i) date e controparte di ciascun contratto di importazione; (ii) prezzi base di acquisto FOB; (iii) le formule di aggiornamento dei prezzi di acquisto; (iv) relativamente al periodo ottobre 2002-settembre 2004, per ogni contratto di importazione i prezzi medi di acquisto FOB e i volumi acquistati su base mensile. La legge n. 481/1995 prevede che l Autorità per l energia elettrica e il gas possa irrogare sanzioni pecuniarie comprese tra un minimo di 25 mila e un massimo di 150 milioni di euro in caso di inosservanza dei propri provvedimenti. Sulla base di una sentenza favorevole del TAR per la regione Lombardia, Eni aveva comunicato solo parte delle informazioni richieste in base la delibera n. 188/2004, omettendo in particolare le informazioni relative ai prezzi medi di acquisto FOB e ai volumi di acquisto su base mensile nel periodo ottobre 2002-settembre 2004, al fine di non consentire il calcolo per induzione dei prezzi base di acquisto FOB. Il 6 aprile 2006 si è tenuta l audizione finale davanti all Autorità per l energia elettrica e il gas. In quella sede, e nella successiva memoria del 21 aprile 2006, Eni ha ribadito la propria convinzione circa l adeguatezza delle informazioni fornite; tuttavia, in una logica di massima collaborazione, Eni ha fornito spontaneamente i dati relativi ai prezzi medi mensili di acquisto FOB nel periodo ottobre 2002-settembre 2004, la cui omessa comunicazione aveva determinato l avvio dell istruttoria, senza pregiudizio della posizione sostenuta circa la mancanza di un obbligo giuridico in tal senso. Eni ha quindi richiesto l archiviazione dell istruttoria. Si è in attesa della decisione da parte dell Autorità per l energia elettrica e il gas. 15

18 ENI RELAZIONE SEMESTRALE 2006 / ANDAMENTO OPERATIVO Accertamenti della Commissione Europea sugli operatori europei nel settore del gas naturale Nell ambito delle iniziative di accertamento avviate dalla Commissione Europea volte a verificare il grado di concorrenza nel settore del gas naturale all interno dell Unione Europea, la Commissione con decisione n. C(2006)1920/1 del 5 maggio 2006 notificata il 16 maggio ha ingiunto a Eni e a tutte le società da essa esclusivamente o congiuntamente controllate di sottoporsi a un accertamento ai sensi dell articolo 20, paragrafo 4, del Regolamento n. 1/2003 del Consiglio, al fine di verificare l eventuale presenza di comportamenti o pratiche commerciali in violazione delle norme comunitarie in materia di concorrenza, volti a ostacolare l accesso al mercato italiano della fornitura di gas all ingrosso o a ripartire il mercato con altre imprese coinvolte in attività di fornitura e/o trasporto di gas naturale. In particolare la Commissione asserisce che: (i) Eni potrebbe avere adottato pratiche commerciali con l intento di precludere l accesso al mercato italiano per la fornitura di gas all ingrosso, con particolare riferimento ai contratti di acquisto di gas naturale di lungo termine; (ii) Eni potrebbe aver impedito l accesso di terzi a certe infrastrutture internazionali di trasporto del gas attraverso la stipula di contratti di lungo periodo che riservano a Eni la maggior parte delle capacità disponibile su tali gasdotti omettendo, tra l altro, di mettere a disposizione dei terzi le capacità residue o inutilizzate; (iii) Eni potrebbe avere ritardato o trascurato gli investimenti per il potenziamento delle infrastrutture di trasporto del gas e degli impianti di GNL; (iv) Eni potrebbe avere ripartito il mercato con altre imprese attive nella fornitura/trasporto del gas, limitando in particolare l uso dei rispettivi diritti riguardanti i punti di ingresso e di uscita lungo i gasdotti TENP e TAG di importazione del gas rispettivamente dai Paesi Bassi e dalla Russia. Qualora fosse confermata l esistenza di tali comportamenti e pratiche, si configurerebbe una violazione degli articoli 81/82 del Trattato CE, conseguentemente la Commissione potrebbe infliggere una sanzione, richiedere la cessazione dei comportamenti lesivi della concorrenza e imporre misure pro-concorrenziali. Nell ambito dell accertamento disposto dalla decisione citata, funzionari della Commissione Europea hanno proceduto a ispezioni e all acquisizione di documenti presso le sedi di Eni e di altre società del Gruppo. Analoghe iniziative sono state contestualmente assunte dalla Commissione nei confronti dei principali operatori europei del mercato del gas in Germania, Francia, Austria e Belgio. GENERAZIONE ELETTRICA Nel primo semestre 2006 la produzione venduta di energia elettrica è stata di 12,42 terawattora, con un aumento di 1,87 terawattora rispetto al primo semestre 2005, pari al 17,7%, per effetto delle maggiori produzioni delle centrali di Brindisi (+2,05 terawattora) e Mantova (+1,12 terawattora) solo in parte assorbite dagli effetti delle fermate per manutenzioni programmate nelle centrali di Ferrera Erbognone e Ravenna. Sono state commercializzate ai clienti idonei 2,97 terawattora di energia elettrica di acquisto con un aumento di 0,75 terawattora, pari al 33,8%. Le vendite di vapore sono state di mila tonnellate con una riduzione di 131 mila tonnellate, pari al 2,4%, per effetto essenzialmente della minore produzione della centrale di Ravenna a seguito della fermata per manutenzione programmata. Esercizio Primo semestre Var. ass. Var. % 22,77 Produzione venduta di energia elettrica (terawattora) 10,55 12,42 1,87 17,7 4,79 Trading di energia elettrica (terawattora) 2,22 2,97 0,75 33, Vapore (migliaia di tonnellate) (131) (2,4) Investimenti tecnici Nel primo semestre 2006 gli investimenti tecnici del settore Gas & Power (410 milioni di euro; 521 milioni nel primo semestre 2005) hanno riguardato essenzialmente: (i) lo sviluppo e il mantenimento della rete di trasporto del gas naturale in Italia (203 milioni di euro); (ii) l estensione e il mantenimento della rete di distribuzione del gas naturale in Italia (67 milioni di euro); (iii) il proseguimento del programma di costruzione delle centrali a ciclo combinato per la generazione di energia elettrica (78 milioni di euro), in particolare presso i siti di Ferrara e Brindisi. Nel primo semestre 2006, gli investimenti tecnici diminuiscono di 111 milioni di euro rispetto al primo semestre 2005, pari al 21,3%, a seguito essenzialmente della finalizzazione del programma di espansione della capacità di generazione elettrica e della riduzione nel trasporto Italia. 16

19 ENI RELAZIONE SEMESTRALE 2006 / ANDAMENTO OPERATIVO Refining & Marketing Approvvigionamento e commercializzazione Nel primo semestre 2006 sono state acquistate 33,08 milioni di tonnellate di petrolio (31,89 milioni nel primo semestre 2005), di cui 18,90 milioni dal settore Exploration & Production 1, 9,33 milioni dai Paesi produttori con contratti a termine e 4,85 milioni sul mercato spot. La ripartizione degli acquisti per area geografica è la seguente: 25,4% dall Africa Occidentale, 17,9% dall Africa Settentrionale, 17,4% dai Paesi della CSI, 15,4% dal Medio Oriente, 13,9% dal Mare del Nord, 7,4% dall Italia e 2,6% da altre aree. Sono state commercializzate 16,49 milioni di tonnellate di petrolio con un aumento di 1,12 milioni di tonnellate rispetto al primo semestre 2005, pari al 7,3%. Sono state acquistate 1,49 milioni di tonnellate di semilavorati (1,54 milioni nel primo semestre 2005) per l impiego come materia prima negli impianti di conversione e 8,19 milioni di tonnellate di prodotti (8,25 milioni nel primo semestre 2005) destinati alla vendita sul (1) Il settore Refining & Marketing acquista i due terzi circa dell intera produzione venduta di greggi e condensati del settore Exploration & Production e vende sul mercato i greggi e i condensati che per caratteristiche e area geografica di produzione non sono ottimali alla lavorazione nelle proprie raffinerie. Disponibilità di prodotti petroliferi Esercizio (milioni di tonnellate) Primo semestre Var. ass. Var. % Italia 27,34 Lavorazioni sulle raffinerie di proprietà 12,71 12,63 (0,08) (0,6) (1,70) Lavorazioni in conto terzi (0,78) (0,66) 0,12 (15,4) 8,58 Lavorazioni sulle raffinerie di terzi 4,12 3,77 (0,35) (8,5) (1,87) Consumi e perdite (0,83) (0,71) 0,12 (14,5) 32,35 Prodotti disponibili da lavorazioni 15,22 15,03 (0,19) (1,2) 4,85 Acquisti prodotti finiti e variazione scorte 2,58 2,60 0,02 0,8 (5,82) Prodotti finiti trasferiti al ciclo estero (2,55) (2,31) 0,24 (9,4) (1,09) Consumi per produzione di energia elettrica (0,54) (0,48) 0,06 (11,1) 30,29 Prodotti venduti 14,71 14,84 0,13 0,9 Estero 4,33 Prodotti disponibili da lavorazioni 2,00 2,12 0,12 6,0 11,19 Acquisti prodotti finiti e variazione scorte 5,55 5,60 0,05 0,9 5,82 Prodotti finiti trasferiti dal ciclo Italia 2,55 2,31 (0,24) (9,4) 21,34 Prodotti venduti 10,10 10,03 (0,07) (0,7) 51,63 Vendite di prodotti petroliferi in Italia e all estero 24,81 24,87 0,06 0,2 17

20 ENI RELAZIONE SEMESTRALE 2006 / ANDAMENTO OPERATIVO mercato italiano (2,49 milioni di tonnellate), a completamento delle disponibilità di produzione, e sui mercati esteri (5,70 milioni di tonnellate). (-0,6%); la capacità bilanciata è stata pienamente utilizzata. Il 37,4% del petrolio lavorato è di produzione Eni (31,1% nel primo semestre 2005). Raffinazione Nel primo semestre 2006 le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio in Italia e all estero (18,01 milioni di tonnellate) hanno subito una lieve flessione rispetto al primo semestre 2005 (-1,1%) per effetto essenzialmente delle minori quantità lavorate sulle raffinerie di Sannazzaro, Livorno e Taranto, in particolare a causa di fermate per manutenzioni programmate, e dell incidente occorso alla raffineria di terzi di Priolo. Queste riduzioni sono state in parte compensate dalle maggiori lavorazioni su Gela e Venezia. Le lavorazioni complessive sulle raffinerie di proprietà sono state di 12,63 milioni di tonnellate, in flessione rispetto al primo semestre 2005 di 80 mila tonnellate Distribuzione di prodotti petroliferi Nel primo semestre 2006 le vendite di prodotti petroliferi (24,87 milioni di tonnellate) sono aumentate di 60 mila tonnellate rispetto al primo semestre 2005, pari allo 0,2%, per effetto essenzialmente della crescita sui mercati rete ed extrarete del resto d Europa (150 mila tonnellate), parzialmente assorbita dalla flessione registrata sul mercato extrarete in Italia (-50 mila tonnellate). L impatto sulle vendite rete della dismissione della Italiana Petroli effettuata nel settembre 2005 (-960 mila tonnellate) è stato compensato da forniture alla stessa società in forza del contratto quinquennale di somministrazione stipulato all atto della cessione. Vendite di prodotti petroliferi in Italia e all estero Esercizio (milioni di tonnellate) Primo semestre Var. ass. Var. % 10,05 Rete 5,22 4,26 (0,96) (18,4) 8,75 - a marchio Agip 4,26 4, ,30 - a marchio IP 0,96 (0,96).. 10,48 Extrarete 5,07 5,02 (0,05) (1,0) 3,07 Petrolchimica 1,50 1,31 (0,19) (12,7) 6,69 Altre vendite (1) 2,92 4,25 1,33 45,5 30,29 Vendite in Italia 14,71 14,84 0,13 0,9 3,67 Rete resto d Europa 1,77 1,82 0,05 2,8 4,50 Extrarete estero 2,16 2,28 0,12 5,6 4,10 di cui extrarete resto d Europa 1,96 2,06 0,10 5,1 13,17 Altre vendite (1) 6,17 5,93 (0,24) (3,9) 21,34 Vendite all estero 10,10 10,03 (0,07) (0,7) 51,63 Vendite di prodotti petroliferi in Italia e all estero 24,81 24,87 0,06 0,2 (1) Comprende i carburanti per bunkeraggio, le vendite a società petrolifere e le vendite di MTBE. Vendite rete Italia Le vendite sulla rete a marchio Agip in Italia (4,26 milioni di tonnellate) sono rimaste invariate. Nel primo semestre 2006 la quota di mercato a marchio Agip (29,2%) è sostanzialmente in linea con il primo semestre 2005 (29,4%). Al 30 giugno 2006 la rete di distribuzione in Italia era costituita da stazioni di servizio (di cui il 77% di proprietà) con un incremento di 7 unità rispetto al 31 dicembre 2005 (4.349 unità) per effetto del saldo positivo tra stipula/risoluzione di contratti di convenzionamento (14 unità) e della realizzazione di 8 nuovi impianti, parzialmente assorbito dalla riduzione di 15 unità connessa a chiusure/perdite di concessioni autostradali. Le vendite di BluDiesel il gasolio a elevate prestazioni e contenuto impatto ambientale sono state di circa 0,36 miliardi di litri con una flessione di 60 miliardi di litri rispetto al primo semestre 2005, pari al 14,3%, per effetto essenzialmente della crescente attenzione da parte dei clienti al prezzo del carburante in un contesto generale di prezzi ai massimi storici. Nel primo semestre 2006 le vendite di BluDiesel hanno rappresentato il 18