Società per Azioni Roma, Piazzale Enrico Mattei, 1 Capitale sociale euro 4.005.358.876 i. v. Registro Imprese di Roma, c. f. 00484960588 Tel. +39-0659821 Fax +39-0659822141 www.eni.it ENI ANNUNCIA I RISULTATI DEL PRIMO TRIMESTRE 2006 MIGLIORE PERFORMANCE TRA LE MAJOR NELLA CRESCITA ORGANICA DELLA PRODUZIONE DI IDROCARBURI utile netto: 2,97 miliardi di euro +22% (utile netto adjusted: 2,95 miliardi di euro +24%) produzione di idrocarburi: 1,83 milioni di boe/giorno +7% vendite di gas naturale: 31,6 miliardi di metri cubi +7% San Donato Milanese, 12 maggio 2006 - Il Consiglio di Amministrazione di Eni ha esaminato ieri sera i risultati del primo trimestre 2006 (non sottoposti a revisione contabile). Risultati economici 4.396 Utile operativo 4.450 5.595 25,7 4.931 Utile operativo adjusted (1) 4.348 5.533 27,3 2.105 Utile netto 2.445 2.974 21,6 2.396 Utile netto adjusted (1) 2.385 2.954 23,9 Principali indicatori operativi Produzione 1.806 di idrocarburi (migliaia di boe/giorno) 1.703 1.827 7,3 Vendite 28,00 di gas naturale (2) (miliardi di metri cubi) 29,60 31,61 6,8 Vendite di prodotti petroliferi rete 3,11 Europa a marchio Agip (milioni di tonnellate) 2,89 2,93 1,4 Produzione venduta 6,07 di energia elettrica (terawattora) 4,98 6,42 28,9 (1) Per la definizione degli utili nella configurazione a valori correnti, che esclude l utile/perdita di magazzino, e adjusted, che esclude inoltre gli special item, v. la premessa alla tabella Riconduzione dell utile operativo e dell utile netto a valori correnti prima degli special item a pagina 10. (2) Comprese le vendite upstream in Europa. 1
Highlight finanziari l utile operativo adjusted (5,53 miliardi di euro) è aumentato del 27% a seguito in particolare del rilevante incremento registrato nel settore Exploration & Production (+63%) il 70% dell utile operativo è stato prodotto all estero (54% nel primo trimestre 2005) l utile netto adjusted (2,95 miliardi di euro) è aumentato del 24% a seguito dell incremento dell utile operativo, i cui effetti sono stati parzialmente assorbiti dalla crescita di 4 punti percentuali del tax rate di Gruppo (dal 42,6% al 46,7%) il flusso di cassa netto da attività di esercizio 3 di 5,9 miliardi di euro ha consentito di coprire i fabbisogni connessi agli investimenti tecnici di 1,34 miliardi di euro e all acquisto di azioni proprie di 0,3 miliardi di euro, nonché di ridurre l indebitamento finanziario netto di 4,2 miliardi di euro il leverage rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto compresi gli interessi di terzi azionisti passa dallo 0,27 al 31 dicembre 2005 allo 0,15 al 31 marzo 2006 Highlight operativi e di scenario produzione di idrocarburi: 1,83 milioni di boe/giorno, con una crescita del 7% conseguita interamente per linee interne, in particolare in Libia, Angola ed Egitto. La crescita raggiunge il 9% se si esclude l effetto prezzo nei Production Sharing Agreement 4 (PSA) e nei contratti di buy-back. La performance del trimestre risente dell ancora parziale recupero della produzione nel Golfo del Messico dopo la stagione degli uragani nel secondo semestre 2005 e delle fermate di impianti in Nigeria per effetto delle tensioni locali nel primo trimestre 2006 volumi venduti di gas naturale: 31,6 miliardi di metri cubi, in crescita del 7% per effetto dell incremento registrato nel resto d Europa e in Italia, in particolare nei settori termoelettrico e industriale scenario caratterizzato dagli elevati prezzi del petrolio con le quotazioni medie del Brent superiori a 60 dollari/barile (+30% rispetto al primo trimestre 2005) e dal deprezzamento dell euro sul dollaro dell 8,3%, i cui effetti positivi sono stati parzialmente assorbiti dalla flessione del margine di raffinazione (-31% il margine sul Brent) e dei margini dei prodotti petrolchimici, nonché dalla riduzione dei margini di vendita del gas per effetto essenzialmente del nuovo regime regolatorio introdotto dall Autorità per l energia elettrica e il gas con la delibera n. 248/2004 (3) V. disclaimer alla fine di questa sezione. (4) Nei Production Sharing Agreement la compagnia petrolifera di Stato (committente) incarica la compagnia petrolifera internazionale (contrattista) di eseguire lavori di esplorazione e produzione. In caso di successo il contrattista, che si assume il rischio minerario e finanziario dell iniziativa, recupera gli investimenti e i costi sostenuti nell anno con una quota di produzione (Cost Oil) che varia al variare del prezzo del petrolio. Inoltre in alcuni contratti la variazione del prezzo influenza anche la quota di produzione destinata alla remunerazione del contrattista (Profit Oil). Analoghi effetti si producono nei contratti di buy-back. 2
Evoluzione prevedibile della gestione Le previsioni sull andamento nel 2006 delle produzioni e delle vendite dei principali settori di attività di Eni sono le seguenti: - produzione giornaliera di idrocarburi: in crescita rispetto al 2005 (1,74 milioni di boe/giorno). L aumento della produzione sarà realizzato all estero, essenzialmente in Libia, Angola ed Egitto per effetto dell entrata a regime della produzione dei giacimenti avviati nel 2005. Questi incrementi saranno parzialmente assorbiti, oltre che dal declino naturale dei giacimenti maturi: (i) dall ancora parziale recupero della produzione nel Golfo del Messico dopo la stagione degli uragani; (ii) dalle fermate di impianti in Nigeria per effetto delle tensioni locali; (iii) dalla minore produzione in Venezuela dopo la risoluzione unilaterale da parte della compagnia petrolifera di stato PDVSA del contratto di servizio relativo alle attività minerarie nell area di Dación avvenuta con effetto dal 1 aprile 2006. A fronte degli eventi non prevedibili in Nigeria e Venezuela, il tasso di incremento annuo della produzione si collocherà intorno al 3% assumendo uno scenario di riferimento del prezzo medio del Brent per il 2006 di circa 55 dollari/barile; - volumi venduti di gas naturale: in aumento per effetto dell incremento atteso nei mercati internazionali, in particolare in Turchia, Germania e Spagna; - produzione venduta di energia elettrica: in aumento per effetto dell avvio/entrata a regime di nuovi gruppi di potenza presso i siti di Brindisi e di Mantova, le cui maggiori produzioni saranno parzialmente assorbite dagli effetti delle manutenzioni programmate nelle centrali di Ravenna e Ferrera Erbognone; - lavorazioni in conto proprio: in lieve flessione per effetto essenzialmente delle manutenzioni programmate nelle raffinerie di Sannazzaro, Livorno e Taranto. È previsto il pieno impiego della capacità bilanciata; - vendite di prodotti petroliferi: in Italia le vendite sulla rete a marchio Agip sono previste sostanzialmente stabili; l impatto della flessione attesa dei consumi nazionali sarà compensato dalla maggiore efficienza della rete. Nel resto d Europa prosegue il trend di crescita dei volumi nonostante la stagnazione dei consumi: in particolare sono previste maggiori vendite in Spagna, Francia ed Europa Centro Orientale, anche per effetto della realizzazione/acquisto di stazioni di servizio. Nel 2006 sono previsti investimenti tecnici di 9,7 miliardi di euro in crescita del 31% rispetto al 2005, di cui il 91% riguarderà i settori Exploration & Production, Gas & Power e Refining & Marketing. I principali aumenti sono attesi nella ricerca esplorativa e nello sviluppo delle riserve di idrocarburi, nel potenziamento delle infrastrutture di importazione e di trasporto del gas naturale e nella raffinazione. Paolo Scaroni, CEO Eni, ha commentato così i risultati del primo trimestre: Eni ha ulteriormente migliorato i propri risultati operativi e finanziari cogliendo al meglio l opportunità offerta dalle elevate quotazioni del greggio. La performance nel settore del gas è stata positiva malgrado la penalizzazione dovuta alla nuova regolamentazione del settore in Italia. Sono state poste le premesse per un nuovo anno di crescita e di eccellenti risultati finanziari 3
Disclaimer 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 trimestre non possono essere estrapolati per l intero esercizio. Questo comunicato stampa contiene dichiarazioni previsionali ( forward-looking statements ), in particolare nella sezione Evoluzione prevedibile della gestione. I forward-looking statements hanno per loro natura una componente di rischiosità e di incertezza perché dipendono dal verificarsi di eventi e di 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 politici quali l instabilità interna e le tensioni internazionali, la crescita della domanda nei settori industriali di riferimento, 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. * * * Contatti societari Numero verde: 800940924 Casella e-mail: segreteriasocietaria.azionisti@eni.it Investor Relations Casella e-mail: investor.relations@eni.it Eni SpA Piazza Vanoni, 1 20097 San Donato Milanese (MI) - Italia Tel.: 0252051651 - fax: 0252031929 Ufficio Stampa Eni: Tel.: 0252031287-0659822040 * * * Il presente comunicato e la relazione trimestrale al 31 marzo 2006, non sottoposta a revisione contabile, sono anche disponibili sul sito Internet Eni all indirizzo www.eni.it. 4
Sintesi dei risultati del primo trimestre L utile netto del primo trimestre 2006 di 2.974 milioni di euro aumenta di 529 milioni di euro rispetto al primo trimestre 2005 (+21,6%) essenzialmente per effetto del maggiore utile operativo di 1.145 milioni di euro (+25,7%), parzialmente assorbito dalla crescita del tax rate di Gruppo (dal 42,6% al 46,7%) determinata in particolare dalla maggiore incidenza dell utile prodotto dal settore Exploration & Production in Paesi a elevata fiscalità. I risultati di Eni sono stati realizzati in un contesto di mercato caratterizzato dall aumento del prezzo del Brent del 30% e dall apprezzamento dell 8,3% del dollaro rispetto all euro, i cui effetti positivi sono stati parzialmente assorbiti dalla flessione del margine di raffinazione del 30,8% e dei margini dei prodotti petrolchimici, nonché dalla riduzione dei margini di vendita del gas naturale per effetto essenzialmente del nuovo regime regolatorio introdotto dall Autorità per l energia elettrica e il gas con la delibera n. 248/2004. L utile netto del primo trimestre è influenzato dall utile di magazzino di 59 milioni di euro (al netto dell effetto fiscale) e da special item rappresentati da oneri netti di 39 milioni di euro (al netto dell effetto fiscale) riguardanti essenzialmente accantonamenti al fondo rischi di natura ambientale e oneri per incentivazione esodi, parzialmente compensati dalle plusvalenze conseguite dalla vendita di asset minerari. Escludendo l utile di magazzino e gli special item, l utile netto adjusted ammonta a 2.954 milioni di euro con un aumento del 23,9% rispetto allo stesso periodo del 2005. L utile operativo a valori correnti di 5.501 milioni di euro che esclude l utile di magazzino di 94 milioni di euro aumenta di 1.245 milioni di euro rispetto al primo trimestre 2005 (+29,3%) a seguito essenzialmente dell incremento registrato nel settore Exploration & Production (+1.736 milioni di euro, pari al 67,6%) dovuto in particolare: (i) all aumento del prezzo in dollari del barile di produzione (petrolio +33,4%; gas naturale +24,4%); (ii) alla crescita della produzione venduta di idrocarburi (+11,5 milioni di boe, pari al 7,8%); (iii) all impatto dell apprezzamento del dollaro sull euro, con un effetto di circa 350 milioni di euro, in parte riferito alla conversione dei bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall euro, i cui effetti sono stati parzialmente assorbiti dall aumento dei costi di produzione e degli ammortamenti. L incremento realizzato dal settore Exploration & Production è stato parzialmente assorbito dalla riduzione dell utile operativo a valori correnti nei settori: - Gas & Power per 342 milioni di euro (-22,6%) a causa essenzialmente dei minori margini di vendita del gas per effetto del nuovo regime regolatorio introdotto dall Autorità per l energia elettrica e il gas con la delibera n. 248/2004, nonché dei maggiori costi di approvvigionamento. Tali effetti sono stati parzialmente compensati dalla crescita dei volumi venduti (vendite di gas +1,87 miliardi di metri cubi, pari al 7,2%; produzione venduta di energia elettrica +1,44 terawattora, pari al 28,9%) e di quelli trasportati in particolare sul gasdotto libico Greenstream; - Petrolchimica per 137 milioni di euro (-86,2%) a causa essenzialmente della flessione dei margini di vendita dei prodotti in relazione all aumento del costo della carica petrolifera non trasferito sui prezzi di vendita; - Refining & Marketing per 84 milioni di euro (-66,7%) a causa essenzialmente della flessione del margine di raffinazione (-1,31 dollari/barile il margine sul Brent, pari al 30,8%), dell impatto delle maggiori fermate per manutenzioni delle raffinerie, nonché della rilevazione di maggiori accantonamenti di natura ambientale (21 milioni di euro). Tali effetti sono stati parzialmente compensati dall impatto dell apprezzamento del dollaro sull euro. I ricavi della gestione caratteristica (23.584 milioni di euro) sono aumentati di 6.139 milioni di euro rispetto al primo trimestre 2005 (+35,2%) per effetto essenzialmente dell aumento dei prezzi dei prodotti e della crescita dei volumi venduti nei principali settori di attività, nonché dell apprezzamento del dollaro sull euro. 5
L indebitamento finanziario netto al 31 marzo 2006 di 6.291 milioni di euro si riduce di 4.184 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2005 per effetto del flusso di cassa generato dalla gestione (5.863 milioni di euro) su cui incidono i fattori di stagionalità. Questo fattore positivo è stato parzialmente assorbito dai fabbisogni connessi agli investimenti tecnici e in partecipazioni (1.359 milioni di euro) e al proseguimento del programma di acquisto di azioni proprie (313 milioni di euro). Al 31 marzo 2006 il leverage (rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto compresi gli interessi di terzi azionisti) è 0,15 (0,27 al 31 dicembre 2005). Nel periodo 1 gennaio-31 marzo 2006 sono state acquistate 13,15 milioni di azioni proprie per il corrispettivo di 313 milioni di euro (in media 23,808 euro per azione). Dalla data di inizio del programma (1 settembre 2000) sono state acquistate 295 milioni di azioni proprie, pari al 7,37% del capitale sociale, per il corrispettivo di 4.585 milioni di euro (in media 15,54 euro per azione). Gli investimenti tecnici di 1.340 milioni di euro (1.474 nel primo trimestre 2005) hanno riguardato essenzialmente: - lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi (777 milioni di euro), in particolare in Kazakhstan, Italia, Egitto, Stati Uniti e Angola e le attività di ricerca esplorativa (173 milioni di euro), in particolare in Egitto, Nigeria, Italia e Australia; - lo sviluppo e il mantenimento della rete di trasporto e della rete di distribuzione di gas naturale in Italia (114 milioni di euro); - il proseguimento del programma di costruzione delle centrali di generazione di energia elettrica (26 milioni di euro); - l attività di raffinazione e di logistica in Italia per il miglioramento della flessibilità del sistema e delle rese degli impianti, tra cui la realizzazione di una nuova unità di hydrocracking nella raffineria di Sannazzaro, e il potenziamento della rete di distribuzione di carburanti in Italia e nel resto d Europa (complessivamente 95 milioni di euro). Nel primo trimestre 2006 la produzione giornaliera di idrocarburi di 1.827 mila barili di petrolio equivalente (boe) è aumentata di 124 mila boe rispetto al 2005 (+7,3%) per effetto della crescita per linee interne registrata in particolare in Libia, Angola e Egitto. L aumento raggiunge il 9% se si esclude l effetto prezzo nei PSA e nei contratti di buy-back. 6
Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del trimestre Con effetto dal 1 aprile 2006 la compagnia petrolifera di Stato venezuelana 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 Eni ritiene di avere 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 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. Altre informazioni Il Consiglio di Amministrazione ha deliberato la fusione di EniTecnologie in Eni; il relativo progetto è stato approvato dal Consiglio stesso lo scorso 30 marzo. Il Consiglio ha infine approvato il progetto di fusione per incorporazione della controllata totalitaria Enifin che attualmente svolge le funzioni di centro di servizio per la finanza delle società del Gruppo residenti in Italia e provvede alla gestione accentrata delle attività di tesoreria. L operazione è finalizzata a semplificare la struttura societaria e i rapporti finanziari intragruppo. 7
Principali indicatori di mercato 56,90 Prezzo medio del greggio Brent dated (1) 47,50 61,75 30,0 1,189 Cambio medio EUR/USD (2) 1,311 1,202 (8,3) Prezzo medio in euro 47,86 del greggio Brent dated 36,23 51,37 41,8 5,05 Margini europei medi di raffinazione (3) 4,26 2,95 (30,8) Margini europei medi 4,25 di raffinazione in euro 3,25 2,45 (24,6) 2,3 Euribor a tre mesi (%) 2,1 2,6 23,8 4,3 Libor - dollaro a tre mesi (%) 2,8 4,7 67,9 (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. Principali dati economico-finanziari Conto economico 21.506 Ricavi della gestione caratteristica 17.445 23.584 35,2 318 Altri ricavi e proventi 184 209 13,6 (15.684) Costi operativi (12.023) (16.739) (39,2) (1.744) Ammortamenti e svalutazioni (1.156) (1.459) (26,2) 4.396 Utile operativo 4.450 5.595 25,7 (98) Oneri finanziari netti (92) 42.. 146 Proventi netti su partecipazioni 134 240 79,1 4.444 Utile prima delle imposte 4.492 5.877 30,8 (2.237) Imposte sul reddito (1.915) (2.747) (43,4) Utile prima degli interessi 2.207 di terzi azionisti 2.577 3.130 21,5 (102) Utile di terzi azionisti (132) (156) (18,2) 2.105 Utile netto 2.445 2.974 21,6 2.105 Utile netto 2.445 2.974 21,6 (131) Esclusione dell utile di magazzino (122) (59).. 1.974 Utile netto a valori correnti (1) 2.323 2.915 25,5 422 Esclusione special item 62 39.. 2.396 Utile netto adjusted (1) 2.385 2.954 23,9 (1) Per la definizione degli utili nella configurazione a valori correnti e adjusted v. pag. 10. 8
Utile operativo per settore 3.559 Exploration & Production 2.567 4.303 67,6 641 Gas & Power 1.563 1.199 (23,3) 329 Refining & Marketing 269 89 (66,9) 37 Petrolchimica 158 39 (75,3) 138 Ingegneria e Costruzioni 65 83 27,7 (298) Altre attività (62) (65) (4,8) (41) Corporate e società finanziarie (53) (51) 3,8 31 Eliminazione utili interni (1) (57) (2) 4.396 Utile operativo 4.450 5.595 25,7 (209) Esclusione utile di magazzino (194) (94) 4.187 Utile operativo a valori correnti 4.256 5.501 29,3 744 Esclusione special item 92 32 4.931 Utile operativo adjusted 4.348 5.533 27,3 (1) Gli utili interni riguardano gli utili sulle cessioni intragruppo di prodotti, servizi e beni materiali e immateriali esistenti al 31 marzo nel patrimonio dell impresa acquirente. 9
Riconduzione dell utile operativo e dell utile netto a valori correnti prima degli special item L utile netto e l utile operativo adjusted, rappresentati dall utile a valori correnti prima degli special item, sono indicati con l intento di consentire la valutazione dell andamento industriale di business e, agli analisti finanziari, la valutazione dei risultati di Eni sulla base dei loro modelli previsionali. Queste configurazioni di risultato, utilizzate anche dal management per valutare le performance di settore e di Gruppo, non sono previste né dagli IFRS, né dagli U.S. GAAP. L utile operativo e l utile netto a valori correnti derivano dal raffronto tra i ricavi e i costi correnti dei prodotti venduti, con l esclusione perciò dell utile o della perdita di magazzino che deriva dalla differenza tra il costo corrente dei prodotti venduti e quello risultante dall applicazione del costo medio ponderato, costituendo sostanzialmente la rivalutazione o la svalutazione, rispettivamente in caso di aumento o di diminuzione dei prezzi, delle giacenze esistenti a inizio periodo ancora presenti in magazzino a fine periodo. I componenti reddituali sono classificati tra gli special item, se significativi, quando non frequenti o inusuali; tuttavia alcuni componenti reddituali non rappresentativi della normale attività del business, quali gli oneri di ristrutturazione e ambientali, nonché quelli derivanti dalla valutazione o dalla dismissione di asset, sono qualificati come special item anche se si sono verificati negli esercizi precedenti o è probabile si verifichino in quelli successivi. 2006 E&P G&P R&M Petrolchimica Ingegneria e Costruzioni Altre attività Corporate e società finanziarie Eliminazione utili interni Eni Utile operativo reported 4.303 1.199 89 39 83 (65) (51) (2) 5.595 Esclusione utile di magazzino (30) (47) (17) (94) Utile operativo a valori correnti 4.303 1.169 42 22 83 (65) (51) (2) 5.501 Esclusione special item: plusvalenza su vendite di asset (57) (57) oneri ambientali 20 44 64 svalutazioni 3 3 accantonamenti a fondo rischi 1 2 3 oneri per esodi agevolati 14 5 5 24 altro (3) (1) (1) (5) Special item dell utile operativo (57) 34 47 1 2 5 32 Utile operativo adjusted 4.246 1.203 89 23 83 (63) (46) (2) 5.533 Utile netto reported 2.974 Esclusione utile di magazzino (59) Utile netto a valori correnti 2.915 Esclusione special item dell utile netto 39 Utile operativo adjusted 2.954 10
2005 Utile operativo reported 2.567 1.563 269 158 65 (62) (53) (57) 4.450 Esclusione utile di magazzino (52) (143) 1 (194) Utile operativo a valori correnti 2.567 1.511 126 159 65 (62) (53) (57) 4.256 Esclusione special item: oneri ambientali 25 25 svalutazioni 31 3 34 accantonamenti a fondo rischi 6 6 oneri per esodi agevolati 1 4 2 7 altro 23 (3) 20 Special item dell utile operativo 31 24 26 9 2 92 Utile operativo adjusted 2.598 1.535 152 159 65 (53) (51) (57) 4.348 Utile netto reported 2.445 Esclusione utile di magazzino (122) Utile netto a valori correnti 2.323 Esclusione special item dell utile netto 62 Utile netto adjusted 2.385 2005 E&P G&P R&M Petrolchimica Ingegneria e Costruzioni Altre attività Corporate e società finanziarie Eliminazione utili interni Eni E&P G&P R&M Petrolchimica Ingegneria e Costruzioni Altre attività Corporate e società finanziarie Eliminazione utili interni Eni Utile operativo reported 3.559 641 329 37 138 (298) (41) 31 4.396 Esclusione utile di magazzino (32) (177) (209) Utile operativo a valori correnti 3.559 609 152 37 138 (298) (41) 31 4.187 Esclusione special item: oneri ambientali 3 157 146 8 314 svalutazioni/riprese di valore (43) 1 5 11 4 47 2 27 sanzione Antitrust 290 290 accantonamenti a fondo rischi 8 6 (4) 10 maggiorazione premi assicurativi 57 6 30 17 4 (55) 59 oneri per esodi agevolati 4 3 13 4 2 3 15 44 altro (22) 14 (1) 9 0 Special item dell utile operativo 18 281 227 37 6 205 (30) 744 Utile operativo adjusted 3.577 890 379 74 144 (93) (71) 31 4.931 Utile netto reported 2.105 Esclusione utile di magazzino (131) Utile netto a valori correnti 1.974 Esclusione special item dell utile netto 422 Utile netto adjusted 2.396 11
Utile operativo adjusted per settore 3.577 E&P 2.598 4.246 63,4 890 G&P 1.535 1.203 (21,6) 379 R&M 152 89 (41,4) 74 Petrolchimica 159 23 (85,5) 144 Ingegneria e Costruzioni 65 83 27,7 (93) Altre attività (53) (63) (18,9) (71) Corporate e società finanziarie (51) (46) 9,8 31 Eliminazione utili interni (57) (2) 4.931 Utile operativo adjusted 4.348 5.533 27,3 Stato patrimoniale 31.12.2005 31.03.2006 Variazione Capitale immobilizzato 54.291 53.876 (415) Capitale di esercizio netto (3.568) (4.988) (1.420) Fondi per benefici ai dipendenti (1.031) (1.045) (14) Capitale investito netto 49.692 47.843 (1.849) Patrimonio netto compresi gli interessi di terzi azionisti 39.217 41.552 2.335 Indebitamento finanziario netto 10.475 6.291 (4.184) Coperture 49.692 47.843 (1.849) Debiti finanziari e obbligazionari 12.998 11.054 (1.944) a breve termine 5.345 3.674 (1.671) a lungo termine 7.653 7.380 (273) Disponibilità, titoli e altri attivi finanziari (2.523) (4.763) (2.240) Indebitamento finanziario netto 10.475 6.291 (4.184) Rendiconto finanziario sintetico Flusso di cassa netto da attività di esercizio 5.863 Investimenti in immobilizzazioni materiali e immateriali (1.340) Investimenti in partecipazioni (19) Acquisto azioni proprie (313) Incassi da dismissioni 85 Differenze cambio e altre variazioni (92) Diminuzione dell indebitamento finanziario netto 4.184 Nelle pagine seguenti è indicato l andamento nel primo trimestre 2006 dei principali settori di attività di Eni. 12
Andamento nel primo trimestre 2006 dei principali settori di attività Exploration & Production 6.405 Ricavi 4.601 7.399 60,8............................................................... 3.559 Utile operativo 2.567 4.303 67,6 18 Esclusione special item 31 (57) 3.577 Utile operativo adjusted 2.598 4.246 63,4 1.516 Investimenti tecnici 1.053 961 (8,7)............................................................... L utile operativo del primo trimestre di 4.303 milioni di euro aumenta di 1.736 milioni di euro rispetto al primo trimestre 2005 (+67,6%) per effetto essenzialmente: (i) dell incremento del prezzo del barile di produzione in dollari (petrolio +33,4%; gas naturale +24,4%); (ii) della crescita della produzione venduta di idrocarburi (11,5 milioni di boe, pari al 7,8%); (iii) dall impatto del deprezzamento dell euro sul dollaro (circa 350 milioni di euro). Questi fattori positivi sono stati parzialmente assorbiti: (i) dall incremento dei costi di produzione e degli ammortamenti connessi in particolare al costo più elevato degli investimenti di sviluppo dei nuovi giacimenti e di mantenimento del livello produttivo dei giacimenti maturi; (ii) dai maggiori costi di ricerca esplorativa. Gli special item del trimestre riguardano proventi netti di 57 milioni di euro riferiti alle plusvalenze conseguite nella vendita di asset minerari. Nel primo trimestre 2005 gli special item riguardano essenzialmente svalutazioni di asset. Produzione giornaliera 1.806 di idrocarburi (1) (migliaia di boe) 1.703 1.827 7,3 254 Italia 265 247 (6,8) 522 Africa Settentrionale 432 541 25,2 372 Africa Occidentale 327 382 16,8 291 Mare del Nord 290 298 2,8 367 Resto del mondo 389 359 (7,7) 161,0 Produzione venduta (1) (milioni di boe) 148,0 159,5 7,8 (1) Include la quota Eni della produzione di joint venture valutate con il metodo del patrimonio netto. Nel primo trimestre 2006 la produzione giornaliera di idrocarburi di 1.827 mila barili di petrolio equivalente (boe) è aumentata di 124 mila boe rispetto al 2005 (+7,3%) per effetto della crescita per linee interne registrata in particolare in Libia, Angola e Egitto. Questi aumenti sono stati parzialmente assorbiti: (i) dalla minore attribuzione di produzione (-29 mila boe/giorno) nei PSA e nei contratti di buy-back dovuta all aumento del prezzo del barile; (ii) dal declino produttivo di giacimenti maturi, essenzialmente in Italia (gas naturale); (iii) dagli impatti degli uragani nel Golfo del Messico nel secondo semestre 2005 e delle fermate di impianti in Nigeria per effetto delle tensioni locali nel primo trimestre 2006. L aumento raggiunge il 9,0% 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 trimestre del 2005). 13
Gas & Power 7.419 Ricavi della gestione caratteristica 6.662 9.134 37,1............................................................... 641 Utile operativo 1.563 1.199 (23,3) (32) Esclusione dell utile di magazzino (52) (30) 609 Utile operativo a valori correnti 1.511 1.169 (22,6) 281 Esclusione special item 24 34 890 Utile operativo adjusted 1.535 1.203 (21,6) 411 Investimenti tecnici 265 151 (43,0)............................................................... L utile operativo a valori correnti del primo trimestre di 1.169 milioni di euro diminuisce di 342 milioni di euro rispetto al primo trimestre 2005 (-22,6%) a causa essenzialmente della flessione dei margini di vendita del gas naturale per effetto del nuovo regime regolatorio introdotto dall Autorità per l energia elettrica e il gas con la delibera n. 248/2004, nonché dei maggiori costi di approvvigionamento. Questi fattori negativi sono stati parzialmente compensati: (i) dalla crescita dei volumi venduti di gas naturale inclusi gli autoconsumi (+1,87 miliardi di metri cubi, pari al 7,2%); (ii) dalla crescita della produzione venduta di energia elettrica (+1,44 terawattora, pari al 28,9%); (iii) dall aumento del risultato operativo dell attività di trasporto estero connesso essenzialmente ai maggiori volumi trasportati in particolare per l entrata a regime dei volumi trasportati attraverso il gasdotto libico Greenstream. Gli special item del trimestre riguardano essenzialmente accantonamenti di natura ambientale e oneri per incentivazione esodi. Nel primo trimestre 2005 gli special item riguardano essenzialmente oneri diversi. Vendite di gas naturale (miliardi di metri cubi) 15,67 Italia 16,99 17,47 2,8 7,04 Resto d Europa 7,33 8,57 16,9 0,22 Extra Europa 0,23 0,16 (30,4) 1,47 Autoconsumi Eni 1,25 1,47 17,6 Totale vendite a terzi e autoconsumi Eni 24,40 delle società consolidate 25,80 27,67 7,2 Vendite di gas naturale 2,59 delle società collegate (quota Eni) 2,64 2,41 (8,7) 26,99 Totale vendite gas naturale 28,44 30,08 5,8 Trasporto di gas naturale 22,05 Italia (miliardi di metri cubi) 23,70 24,89 5,0 14,75 Per conto Eni 15,36 16,12 4,9 7,30 Per conto terzi 8,34 8,77 5,2 Produzione venduta 6,07 di energia elettrica (terawattora) 4,98 6,42 28,9 Nel primo trimestre del 2006 le vendite di gas naturale (30,08 miliardi di metri cubi) sono aumentate di 1,64 miliardi di metri cubi rispetto al primo trimestre 2005, pari al 5,8%, per effetto della crescita registrata nei mercati del resto d Europa (+1,24 miliardi di metri cubi, pari al 16,9%), nel mercato Italia (+0,48 miliardi di metri cubi, pari al 2,8%) e delle forniture di gas per la produzione di energia elettrica nelle centrali EniPower (0,22 miliardi di metri cubi, pari al 17,6%). 14
In un contesto di mercato sempre più competitivo, le vendite di gas naturale in Italia (17,47 miliardi di metri cubi) sono aumentate di 0,48 miliardi di metri cubi rispetto al primo trimestre 2005, pari al 2,8%, per effetto essenzialmente degli aumenti registrati nelle vendite ai settori industriale (0,48 miliardi di metri cubi, pari al 14,5%) e termoelettrico (0,31 miliardi di metri cubi, pari al 7,8%) parzialmente assorbito dalla flessione delle forniture al settore grossisti (-0,24 miliardi di metri cubi) e ai clienti civili e residenziali (-0,07 miliardi di metri cubi). Le vendite nel resto d Europa (8,57 miliardi di metri cubi) sono aumentate di 1,24 miliardi di metri cubi, pari al 16,9%, per effetto degli incrementi registrati: (i) nelle vendite con contratti di fornitura di lungo termine a importatori in Italia (+0,61 miliardi di metri cubi) principalmente per la progressiva entrata a regime delle forniture di gas proveniente dai giacimenti libici; (ii) nelle forniture al mercato turco (0,37 miliardi di metri cubi); (iii) in Francia (+0,23 miliardi di metri cubi), in relazione alla crescita delle forniture a clienti industriali. Nel primo trimestre 2006 la produzione venduta di energia elettrica è stata di 6,42 terawattora con un aumento di 1,44 terawattora rispetto al primo trimestre 2005, pari al 28,9%, a seguito dell avvio/entrata a regime dei due gruppi di potenza della centrale di Brindisi (+1,07 terawattora) e del pieno esercizio della centrale di Mantova (+0,83 terawattora). 15
Refining & Marketing 9.555 Ricavi della gestione caratteristica 6.901 9.280 34,5............................................................... 329 Utile operativo 269 89 (66,9) (177) Esclusione dell utile di magazzino (143) (47) 152 Utile operativo a valori correnti 126 42 (66,7) 227 Esclusione special item 26 47 379 Utile operativo adjusted 152 89 (41,4) 317 Investimenti 66 95 43,9............................................................... L utile operativo a valori correnti del primo trimestre di 42 milioni di euro diminuisce di 84 milioni di euro rispetto al primo trimestre 2005 (-66,7%) a causa essenzialmente: (i) della flessione del margine di raffinazione (-1,31 dollari/barile il margine sul Brent, pari al 30,8%) e dell impatto delle maggiori fermate per manutenzioni delle raffinerie, i cui effetti sono stati parzialmente compensati dall apprezzamento del dollaro sull euro; (ii) della riduzione del risultato operativo delle attività commerciali in Italia connessa essenzialmente alla flessione dei margini per effetto dell aumento delle quotazioni internazionali dei prodotti non interamente trasferito sui prezzi di vendita, nonché della pressione competitiva; (iii) della variazione negativa degli special item (21 milioni di euro). Gli special item del trimestre (47 milioni di euro) riguardano essenzialmente accantonamenti al fondo rischi di natura ambientale e a oneri per incentivazione all esodo. Nel primo trimestre 2005 gli special item (26 milioni di euro) riguardavano accantonamenti al fondo rischi di natura ambientale. 13,66 Vendite (milioni di tonnellate) 12,30 12,32 0,2 2,20 Rete Italia a marchio Agip 2,06 2,06 Rete Italia a marchio IP 0,46 0,91 Rete resto d Europa 0,83 0,87 4,8 2,83 Extrarete Italia 2,53 2,54 0,4 1,20 Extrarete estero 1,10 1,13 2,7 6,52 Altre vendite 5,32 5,72 7,5 Nel primo trimestre 2006 le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio in Italia e all estero (8,61 milioni di tonnellate) sono aumentate di 0,17 milioni di tonnellate rispetto al primo trimestre 2006 (+2%) per effetto delle maggiori lavorazioni in Italia sulle raffinerie di Venezia e di Gela, anche in relazione alla circostanza che nel primo trimestre 2005 la raffineria di Gela lavorava a regime ridotto per effetto di un evento accidentale. Questi incrementi sono stati parzialmente assorbiti dalle riduzioni registrate sulle raffinerie di Livorno e Taranto per effetto delle fermate per manutenzioni. 16
Nel primo trimestre 2006 le vendite di prodotti petroliferi (12,32 milioni di tonnellate) sono aumentate di 20 mila tonnellate rispetto al primo trimestre 2005, pari allo 0,2%, per effetto essenzialmente della crescita delle vendite sui mercati rete ed extrarete nel resto d Europa (70 mila tonnellate). L impatto sulle vendite rete della dismissione della Italiana Petroli effettuata nel settembre 2005 (-460 mila tonnellate) è stato compensato da forniture alla stessa società in forza del contratto quinquennale di somministrazione stipulato all atto della cessione. Le vendite sulla rete a marchio Agip in Italia (2,06 milioni di tonnellate) sono rimaste invariate. Le vendite sul mercato rete nel resto d Europa sono aumentate di 40 mila tonnellate, pari al 4,8%, per effetto essenzialmente delle maggiori vendite in Spagna ed Europa Centro Orientale in relazione in particolare all acquisizione di stazioni di servizio effettuata nel 2005. 17