Preconsuntivo 2005 pdf 333 KB

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Preconsuntivo
2005
28 febbraio 2006
Principali dati economici
(milioni di euro)
Quarto trimestre
2004
2005
16.190
3.551
3.510
3.820
2.109
2.083
2.182
1.995
21.536
4.399
4.190
4.934
2.105
1.974
2.396
2.464
Var. ass.
5.346
848
680
1.114
(4)
(109)
214
469
Esercizio
Var. %
33,0
23,9
19,4
29,2
(0,2)
(5,2)
9,8
23,5
Ricavi della gestione caratteristica
Utile operativo
Utile operativo a valori correnti (1)
Utile operativo adjusted (1)
Utile netto
Utile netto a valori correnti (1)
Utile netto adjusted (1)
Investimenti tecnici
2004
2005
57.545
12.399
11.951
12.582
7.059
6.778
6.645
7.499
73.758
16.830
15.620
17.561
8.788
8.029
9.251
7.414
Var. ass.
16.213
4.431
3.669
4.979
1.729
1.251
2.606
(85)
Var. %
28,2
35,7
30,7
39,6
24,5
18,5
39,2
(1,1)
(1) Per la definizione degli utili nella configurazione “a valori correnti” e “adjusted” v. il paragrafo “Riconduzione dell’utile operativo e dell’utile netto a valori correnti prima degli
special item”.
Principali indicatori di mercato
Quarto trimestre
2004
2005
44,00
1,296
33,95
5,75
4,44
2,2
2,3
56,90
1,189
47,86
5,05
4,25
2,3
4,3
Var. ass.
12,90
(0,107)
13,91
(0,70)
(0,19)
0,10
2,00
Esercizio
Var. %
29,3
(8,3)
41,0
(12,2)
(4,3)
4,5
87,0
Prezzo medio del greggio Brent dated (1)
Cambio medio EUR/USD (2)
Prezzo medio in euro del greggio Brent dated
Margini europei medi di raffinazione (3)
Margini europei medi di raffinazione in euro
Euribor a tre mesi (%)
Libor - dollaro a tre mesi (%)
(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.
ENI PRECONSUNTIVO 2005
–2–
2004
2005
Var. ass.
Var. %
38,22
1,244
30,72
4,35
3,50
2,1
1,6
54,38
1,244
43,71
5,78
4,65
2,2
3,5
16,16
42,3
12,99
1,43
1,15
0,10
1,90
42,3
32,9
32,9
4,8
118,8
Principali dati operativi
Quarto trimestre
2004
1.090
614
1.704
2005
1.132
674
1.806
Var. ass.
42
60
102
20,18
1,05
21,23
22,93
1,47
24,40
2,75
0,42
3,17
2,15
2,59
0,44
23,38
26,99
3,61
7,47
4,21
13,43
1.242
7,30
6,07
13,66
1.289
(0,17)
1,86
0,23
47
Esercizio
Var. %
3,9
9,8
6,0
13,6
40,0
14,9
Produzione giornaliera:
petrolio (migliaia di barili)
gas naturale (1) (migliaia di boe)
idrocarburi (1) (migliaia di boe)
Riserve certe:
petrolio (milioni di barili)
gas naturale (milioni di boe)
idrocarburi (milioni di boe)
Vendite di gas naturale a terzi (miliardi di metri cubi)
Autoconsumo di gas naturale (miliardi di metri cubi)
Vendite di gas naturale delle società collegate
e di imprese rilevanti (quota Eni) (miliardi di metri cubi)
Totale vendite
15,4 e autoconsumi di gas naturale (miliardi di metri cubi)
Trasporto di gas naturale
(2,3) per conto terzi in Italia (miliardi di metri cubi)
44,2 Produzione venduta di energia elettrica (terawattora)
1,7 Vendite di prodotti petroliferi (milioni di tonnellate)
3,8 Vendite di prodotti petrolchimici (migliaia di tonnellate)
20,5
2004
2005
Var. ass.
Var. %
1.034
590
1.624
1.111
626
1.737
77
36
113
7,4
6,1
7,0
4.008
3.210
7.218
72,79
3,70
76,49
3.773
3.064
6.837
77,08
5,54
82,62
(235)
(146)
(381)
4,29
1,84
6,13
(5,9)
(4,5)
(5,3)
5,9
49,7
8,0
7,32
8,53
1,21
16,5
83,81
91,15
7,34
8,8
28,26
13,85
53,54
5.187
30,22
22,77
51,63
5.376
1,96
8,92
(1,91)
189
6,9
64,4
(3,6)
3,6
(1) Comprende la produzione di gas naturale utilizzata come autoconsumo (44 mila boe/giorno nel 2005 e 38 mila boe/giorno nel 2004; 49 mila boe/giorno nel quarto trimestre 2005 e 45 mila boe/giorno nel quarto trimestre 2004).
–3–
Criteri di redazione
Il Preconsuntivo 2005, non sottoposto a revisione contabile, è stato redatto conformemente ai criteri di valutazione e di misurazione stabiliti dagli International Financial Reporting Standard (IFRS) emanati dall’International
Accounting Standards Board (IASB) e adottati dalla Commissione Europea secondo la procedura di cui all’art. 6 del
Regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002.
Le informazioni economiche sono fornite con riferimento al 31 dicembre 2005 e al quarto trimestre 2005 e al 31
dicembre 2004 e al quarto trimestre 2004. Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 31 dicembre 2005 e al 31 dicembre 2004. La forma dei prospetti contabili corrisponde a quella dei prospetti presentati nella relazione sulla gestione della relazione semestrale e del bilancio annuale.
Al fine di consentire un confronto omogeneo, le informazioni economiche dell’esercizio 2004 e del quarto trimestre 2004 e quelle patrimoniali al 31 dicembre 2004 sono state oggetto di adeguamento, salvo l’applicazione
dei principi IAS 32 e 39, relativi tra l’altro alla rilevazione e valutazione degli strumenti derivati, avendo l’Eni optato per l’applicazione a partire dal 1° gennaio 2005.
Inclusione della Saipem nell’area di consolidamento
La Saipem SpA, di cui l’Eni al 31 dicembre 2005 possiede il 43,26% delle azioni aventi diritto al voto, nelle relazioni infrannuali 2005 è stata esclusa dall’area di consolidamento a far data dal 1° gennaio 2004 alla luce di una
restrittiva interpretazione delle disposizioni dello IAS 27 “Bilancio consolidato e separato”, secondo la quale il
consolidamento integrale è ammesso solo in presenza della disponibilità della maggioranza dei diritti di voto
esercitabili nell’assemblea ordinaria o, in mancanza, in presenza di un controllo fondato su accordi con altri soci
o in altre situazioni che attribuiscono al soggetto il potere autonomo e incontrastabile di nominare la maggioranza del consiglio di amministrazione. In relazione a tale interpretazione, la Saipem SpA, pur essendo controllata di fatto ai sensi dell’art. 2359, comma 2, del codice civile, nelle relazioni infrannuali 2005 è stata valutata
secondo il metodo del patrimonio netto.
Nell’ottobre 2005 è apparso sullo IASB UPdate uno statement di riunione dove viene indicato che il concetto di controllo definito dallo IAS 27 include la fattispecie di controllo prevista dall’art. 2359, comma 2, del codice civile,
sebbene l’assenza di puntuali indicazioni renda possibile una differente interpretazione del principio. Lo IASB ha
intenzione di normare in modo più dettagliato il concetto di controllo nella nuova versione dello IAS 27.
Tenuto conto dell’orientamento espresso dallo IASB, la Saipem SpA e le sue controllate sono state incluse nell’area di consolidamento IFRS a far data dal 1° gennaio 2004; l’inclusione determina anche il ripristino del settore
“Ingegneria e Costruzioni” nel quale confluisce, oltre alla Saipem, la Snamprogetti. In relazione a ciò, si è proceduto a rettificare/riclassificare i dati relativi all’esercizio 2004 posti a raffronto, nonché la situazione patrimoniale al 30 settembre 2005.
–4–
risultati economico-finanziari
Conto economico
(milioni di euro)
Quarto trimestre
2004
2005
16.190 21.536
360
318
(11.618) (15.711)
(1.381) (1.744)
3.551
4.399
(59)
(98)
95
143
3.587
4.444
(1.343) (2.237)
2.244
2.207
(135)
(102)
2.109
2.105
2.109
(26)
2.083
99
2.182
2.105
(131)
1.974
422
2.396
Var. ass.
Esercizio
Var. %
5.346
(42)
(4.093)
(363)
848
(39)
48
857
(894)
(37)
33
(4)
33,0
(11,7)
(35,2)
(26,3)
23,9
(66,1)
50,5
23,9
(66,6)
(1,6)
(24,4)
(0,2)
(4)
(105)
(109)
323
214
(0,2)
..
(5,2)
..
9,8
2004
Altri ricavi e proventi
Costi operativi
Ammortamenti e svalutazioni
Utile operativo
Oneri finanziari netti
Proventi netti su partecipazioni
Utile prima delle imposte
Imposte sul reddito
Utile prima degli interessi di terzi azionisti
Utile di terzi azionisti
Utile netto
Utile netto
Eclusione dell'utile di magazzino
Utile netto a valori correnti
Esclusione special item
Utile netto adjusted
2005
Var. ass.
Var. %
57.545 73.758 16.213
28,2
1.377
798
(579) (42,0)
(41.592) (51.945) (10.353) (24,9)
(4.931) (5.781)
(850) (17,2)
12.399 16.830
4.431
35,7
(156)
(366)
(210) (134,6)
820
911
91
11,1
13.063 17.375
4.312
33,0
(5.522) (8.128) (2.606) (47,2)
7.541
9.247
1.706
22,6
(482)
(459)
23
4,8
7.059
8.788
1.729
24,5
7.059
(281)
6.778
(133)
6.645
8.788
(759)
8.029
1.222
9.251
1.729
(478)
1.251
1.355
2.606
24,5
..
18,5
..
39,2
2005
L’utile netto conseguito nel 2005 di 8.788 milioni di euro rappresenta il nuovo record dell’Eni. L’aumento di 1.729
milioni di euro rispetto al 2004 (+24,5%) riflette essenzialmente l’incremento dell’utile operativo di 4.431 milioni di euro (+35,7%) – di cui 762 riferiti al maggior utile di magazzino sulle rimanenze – registrato in particolare
nel settore Exploration & Production a seguito dell’aumento del prezzo del barile (Brent +42,3%) e della crescita
della produzione venduta di idrocarburi (+38,3 milioni di boe, pari al 6,7%), i cui effetti sono stati parzialmente
assorbiti da maggiori oneri ambientali (532 milioni di euro), dall’accantonamento al fondo rischi della sanzione comminata il 15 febbraio 2006 dall’Autorità garante della concorrenza e del mercato e della stima dell’impatto
dell’applicazione, con effetto dal 1° gennaio 2005, della delibera 248/2004 dell’Autorità per l’energia elettrica e
il gas (515 milioni di euro), nonché dal venir meno delle plusvalenze nette sulle razionalizzazioni di portafoglio
effettuate nel 2004 dal settore Exploration & Production (320 milioni di euro).
L’incremento dell’utile operativo è stato parzialmente assorbito dalle maggiori imposte sul reddito (2.606 milioni di euro).
L’utile netto adjusted – che esclude l’effetto positivo dell’utile di magazzino di 759 milioni di euro e quello negativo degli special item di 1.222 milioni di euro, entrambi al netto dell’effetto fiscale – ammonta a 9.251 milioni di
euro con un aumento di 2.606 milioni di euro, pari al 39,2%.
–5–
Utile operativo
(milioni di euro)
Quarto trimestre
2004
2005
2.253
878
337
164
42
(84)
(73)
34
3.551
(41)
3.510
310
3.820
3.559
641
329
37
138
(288)
(48)
31
4.399
(209)
4.190
744
4.934
Var. ass.
Esercizio
Var. %
1.306
58,0
(237) (27,0)
(8)
(2,4)
(127) (77,4)
96 228,6
(204) (242,9)
25
34,2
848
(168)
680
434
1.114
23,9
19,4
29,2
2004
Exploration & Production
Gas & Power
Refining & Marketing
Petrolchimica
Ingegneria e Costruzioni
Altre attività
Corporate e società finanziarie
Eliminazione utili interni
Utile operativo
Esclusione utile di magazzino (1)
Utile operativo a valori correnti
Utile operativo adjusted
8.185
3.428
1.080
320
203
(395)
(363)
(59)
12.399
(448)
11.951
631
12.582
2005
12.574
3.321
1.857
202
310
(902)
(391)
(141)
16.830
(1.210)
15.620
1.941
17.561
Var. ass.
Var. %
4.389
53,6
(107)
(3,1)
777
71,9
(118) (36,9)
107
52,7
(507) (128,4)
(28)
(7,7)
(82)
4.431
35,7
(762)
3.669
30,7
1.310
4.979
39,6
(1) Gli utili interni riguardano gli utili sulle cessioni intragruppo di prodotti, servizi e beni materiali e immateriali esistenti al 31 dicembre nel patrimonio dell’impresa acquirente.
L’utile operativo a valori correnti conseguito nel 2005 ammonta a 15.620 milioni di euro con un aumento di 3.669
milioni di euro rispetto al 2004, pari al 30,7%, dovuto essenzialmente agli incrementi registrati nei settori:
Exploration & Production (+4.389 milioni di euro, pari al 53,6%) dovuto essenzialmente all’aumento del prezzo in dollari del barile di produzione (petrolio +41,3%; gas naturale +15,6%) e alla crescita della produzione
venduta di idrocarburi (+38,3 milioni di boe, pari al 6,7%), i cui effetti sono stati parzialmente assorbiti: (i) dall’aumento dei costi di produzione e degli ammortamenti; (ii) dal venir meno delle plusvalenze nette sulle razionalizzazioni di portafoglio effettuate nel 2004 (320 milioni di euro);
Refining & Marketing (+106 milioni di euro, pari al 15,4%) dovuto essenzialmente all’aumento del margine di
raffinazione (+1,4 dollari/barile il margine sul Brent, pari al 33%) e dal maggior risultato dell’attività di distribuzione in Italia, i cui effetti sono stati parzialmente assorbiti dall’aumento degli accantonamenti al fondo
rischi di natura ambientale (195 milioni di euro).
Questi incrementi sono stati parzialmente assorbiti:
dalla riduzione dell’utile operativo del settore Gas & Power di 222 milioni di euro, pari al 6,5%, dovuta essenzialmente all’accantonamento al fondo rischi di 515 milioni di euro della sanzione comminata il 15 febbraio
2006 dall’Autorità garante della concorrenza e del mercato e della stima dell’impatto dell’applicazione, con
effetto dal 1° gennaio 2005, della delibera 248/2004 dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas, nonché ai minori margini di vendita del gas e dell’energia elettrica, i cui effetti sono stati parzialmente assorbiti dalla crescita dei volumi (vendite di gas +6,13 miliardi di metri cubi, pari all’8%; produzione venduta di energia elettrica
+8,92 terawattora, pari al 64,4%);
dalla maggiore perdita operativa di 507 milioni di euro, pari al 128,4%, registrata nell’aggregato “Altre attività”
(Syndial) dovuta essenzialmente alla rilevazione di maggiori accantonamenti a fondi rischi e spese future (439
milioni di euro), in particolare di natura ambientale.
–6–
Quarto trimestre
L’utile netto del quarto trimestre 2005 ammonta a 2.105 milioni di euro, sostanzialmente invariato rispetto al
quarto trimestre 2004 per effetto dell’aumento delle imposte sul reddito di 894 milioni di euro e dell’incremento dell’utile operativo di 848 milioni di euro.
L’aumento dell’utile operativo deriva in particolare dalla crescita del prezzo del barile in dollari (Brent +29,3%),
della produzione venduta di idrocarburi (+8,5 milioni di boe) e dei volumi di gas naturale venduti (3,17 miliardi di metri cubi), nonché dall’effetto positivo del deprezzamento dell’euro sul dollaro (-8,3% rispetto al quarto
trimestre 2004). Questi fattori positivi sono stati parzialmente assorbiti dagli accantonamenti al fondo rischi di
401 milioni di euro relativi alla sanzione comminata dall’Autorità garante della concorrenza e del mercato (290
milioni di euro) e agli effetti dell’impatto dell’applicazione dal 1° gennaio 2005 della delibera dell’Autorità per
l’energia elettrica e il gas n. 248/2004 (111 milioni di euro), nonché dai maggiori stanziamenti a fondi rischi di
natura ambientale (277 milioni di euro).
L’aumento delle imposte sul reddito è dovuto, oltre che all’aumento dell’utile prima delle imposte di 857 milioni di euro, alla circostanza che la sanzione amministrativa comminata dall’Autorità Antitrust il 15 febbraio 2006
(290 milioni di euro) non è deducibile dal reddito imponibile. Inoltre ha contribuito all’aumento delle imposte
la maggiore incidenza dell’utile prodotto all’estero nei Paesi a fiscalità più elevata nel settore Exploration
& Production.
L’utile netto adjusted – che esclude l’effetto positivo dell’utile di magazzino di 131 milioni di euro e quello negativo degli special item di 422 milioni di euro, entrambi al netto dell’effetto fiscale – ammonta a 2.396 milioni di
euro con un aumento di 214 milioni di euro, pari al 9,8%.
L’utile operativo a valori correnti conseguito nel quarto trimestre 2005 ammonta a 4.190 milioni di euro con un
aumento di 680 milioni di euro rispetto al quarto trimestre 2004, pari al 19,4%, a seguito essenzialmente dell’incremento registrato nel settore Exploration & Production (+1.306 milioni di euro, pari al 58%) dovuto essenzialmente: (i) all’aumento del prezzo in dollari del barile di produzione (petrolio +35,3%; gas naturale +10,1%); (ii)alla
crescita della produzione venduta di idrocarburi (+8,5 milioni di boe, pari al 5,6%); (iii) all’impatto dell’apprezzamento del dollaro sull’euro (+8,3%); (iv) alle minori svalutazioni di attività (157 milioni di 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 del settore Gas & Power di 273 milioni di euro, pari al 31%, dovuta essenzialmente all’accantonamento al fondo rischi di 401 milioni di euro della sanzione comminata il 15 febbraio
2006 dall’Autorità garante della concorrenza e del mercato e della stima dell’impatto dell’applicazione, con
effetto dal 1° gennaio 2005, della delibera 248/2004 dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas, nonché ai minori margini di vendita del gas e dell’energia elettrica, i cui effetti sono stati parzialmente assorbiti dalla crescita dei volumi (vendite di gas +3,17 miliardi di metri cubi; produzione venduta di energia elettrica +1,86 terawattora);
dall’aumento della perdita operativa di 204 milioni di euro registrata nell’aggregato “Altre attività” (Syndial),
dovuto essenzialmente a maggiori accantonamenti al fondo rischi di natura ambientale (134 milioni di euro);
dalla riduzione dell’utile operativo del settore Refining & Marketing di 163 milioni di euro, pari al 51,7%, dovuta essenzialmente alla rilevazione di maggiori accantonamenti al fondo rischi di natura ambientale (133 milioni di euro) e alla flessione del margine di raffinazione (-0,70 dollari/barile il margine sul Brent, pari al 12,2%).
–7–
Analisi delle voci del conto economico
(milioni di euro)
Quarto trimestre
2004
2005
Var. ass.
4.436
6.405
5.201
7.419
7.050
9.555
1.476
1.656
1.577
1.837
385
420
249
317
(4.184) (6.073)
16.190 21.536
1.969
2.218
2.505
180
260
35
68
(1.889)
5.346
Esercizio
Var. %
44,4
42,6
35,5
12,2
16,5
9,1
27,3
(45,1)
33,0
2004
Gas & Power
Petrolchimica
Altre attività
Elisioni e rettifiche di consolidamento
2005
Var. ass.
15.346 22.477
7.131
17.302 22.969
5.667
26.089 33.732
7.643
5.331
6.255
924
5.696
5.763
67
1.279
1.358
79
851
977
126
(14.349) (19.773) (5.424)
57.545 73.758 16.213
Var. %
46,5
32,8
29,3
17,3
1,2
6,2
14,8
(37,8)
28,2
2005
I ricavi della gestione caratteristica conseguiti nel 2005 (73.758 milioni di euro) sono aumentati di 16.213 milioni di euro rispetto al 2004, pari al 28,2%, per effetto essenzialmente dell’incremento delle quotazioni dei prodotti
e della crescita dei volumi venduti in tutti i principali settori di attività.
I ricavi del settore Exploration & Production (22.477 milioni di euro) sono aumentati di 7.131 milioni di euro,
pari al 46,5%, per effetto essenzialmente dell’incremento del prezzo del barile di produzione in dollari (petrolio
+41,3%; gas naturale +15,6%) e della crescita della produzione venduta di idrocarburi (+38,3 milioni di boe).
I ricavi del settore Gas & Power (22.969 milioni di euro) sono aumentati di 5.667 milioni di euro, pari al 32,8%,
per effetto essenzialmente dell’aumento del prezzo del gas naturale e della crescita dei volumi venduti di gas
naturale (+4,29 miliardi di metri cubi, pari al 5,9%) e della produzione venduta di energia elettrica (+8,92 terawattora, pari al 64,4%).
I ricavi del settore Refining & Marketing (33.732 milioni di euro) sono aumentati di 7.643 milioni di euro, pari al
29,3%, per effetto essenzialmente dell’aumento delle quotazioni dei greggi e dei prodotti petroliferi, parzialmente
assorbito: (i) dalla riduzione dei volumi venduti in Italia sui mercati rete ed extrarete (-1,1 milioni di tonnellate), anche in relazione all’impatto della vendita della Italiana Petroli (IP), sostanzialmente attenuata dalle maggiori vendite alla stessa società in forza del contratto di fornitura stipulato all’atto della cessione; (ii) dall’impatto
della vendita nell’agosto 2004 delle attività di distribuzione di prodotti petroliferi e di GPL in Brasile; (iii) dalla
minore commercializzazione di greggi (1,3 milioni di tonnellate).
I ricavi del settore Petrolchimica (6.255 milioni di euro) sono aumentati di 924 milioni di euro, pari al 17,3%, per
effetto essenzialmente dell’incremento di circa il 12% dei prezzi medi di vendita dei prodotti e della crescita del
3,6% dei volumi venduti.
Altri ricavi e proventi
Gli altri ricavi e proventi conseguiti nel 2005 (798 milioni di euro) sono diminuiti di 579 milioni di euro, pari
al 42%, per effetto essenzialmente delle minori plusvalenze sulla vendita di attività in relazione alla circostanza
che nel 2004 vennero conseguite plusvalenze sulle razionalizzazioni di portafoglio effettuate dal settore Exploration
& Production (373 milioni di euro), del diverso trattamento contabile degli strumenti derivati su commodity a
seguito dell’applicazione non retroattiva degli IFRS n. 32 e n. 39 e della circostanza che nel 2004 venne ottenuto
il rimborso di parte del tributo ambientale pagato alla Regione Sicilia in base alla legge regionale 26 marzo 2002
n. 2 (11 milioni di euro).
–8–
Costi operativi
(milioni di euro)
Quarto trimestre
2004
2005
10.761
857
11.618
14.858
853
15.711
Var. ass.
4.097
(4)
4.093
Esercizio
Var. %
38,1 Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
(0,5) Costo lavoro
35,2
2004
2005
Var. ass.
Var. %
38.347
3.245
41.592
48.587
3.358
51.945
10.240
113
10.353
26,7
3,5
24,9
I costi operativi sostenuti nel 2005 (51.945 milioni di euro) sono aumentati di 10.353 milioni di euro rispetto al
2004, pari al 24,9%, per effetto essenzialmente: (i) dell’incremento del costo di approvvigionamento delle cariche petrolifere e petrolchimiche, nonché del gas naturale; (ii) dei maggiori accantonamenti di natura ambientale (532 milioni di euro), in particolare nella Syndial e nel settore Refining & Marketing; (iii) dell’accantonamento al fondo rischi della sanzione comminata il 15 febbraio 2006 dall’Autorità garante della concorrenza e del
mercato e della stima dell’impatto dell’applicazione, con effetto dal 1° gennaio 2005, della delibera 248/2004
dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas (515 milioni di euro); (iv) dei maggiori costi assicurativi (87 milioni
di euro)1; (v) dei maggiori accantonamenti a fronte di rischi diversi (58 milioni di euro, in particolare rischi su
contenziosi legali e contrattuali). Questi aumenti sono stati parzialmente assorbiti dagli effetti della vendita di
attività in Brasile.
Il costo lavoro (3.358 milioni di euro) è aumentato di 113 milioni di euro, pari al 3,5%, per effetto essenzialmente della crescita del costo lavoro unitario in Italia, il cui impatto è stato parzialmente assorbito dalla riduzione
dell’occupazione media in Italia, nonché dagli effetti della vendita di attività in Brasile.
Ammortamenti e svalutazioni
(milioni di euro)
Quarto trimestre
2004
2005
831
176
118
28
38
10
29
1.326
169
121
30
44
7
41
(4)
1.734
10
1.744
1.230
151
1.381
Var. ass.
495
(7)
3
2
6
(3)
12
(4)
504
(141)
363
Esercizio
Var. %
59,6
(4,0)
2,5
7,1
15,8
(30,0)
41,4
Gas & Power
Petrolchimica
Altre attività
41,0 Totale ammortamenti
(93,4) Svalutazioni
26,3
2004
2005
3.047
637
465
114
184
45
106
3.945
684
461
118
176
31
98
(4)
5.509
272
5.781
4.598
333
4.931
Var. ass.
898
47
(4)
4
(8)
(14)
(8)
(4)
911
(61)
850
Var. %
29,5
7,4
(0,9)
3,5
(4,3)
(31,1)
(7,5)
19,8
(18,3)
17,2
Gli ammortamenti stanziati nel 2005 (5.509 milioni di euro) sono aumentati di 911 milioni di euro rispetto al
2004, pari al 19,8%, essenzialmente nel settore Exploration & Production (898 milioni di euro), in relazione: (i) alla
maggiore incidenza degli investimenti di mantenimento del livello produttivo di giacimenti maturi e al costo
più elevato degli investimenti di sviluppo; (ii) agli effetti della revisione delle stime dei costi di abbandono di
(1) L’Eni partecipa insieme ad altre compagnie petrolifere alla Mutua Assicurazione Oil Insurance Ltd; l’aumento dei costi assicurativi è connesso all’elevata sinistrosità verificatasi nel 2004 e nel 2005 che nell’esercizio ha determinato un extra premio, nonché l’adeguamento del fondo rischi e spese future alla stima della maggiorazione dei premi che saranno liquidati nei prossimi cinque esercizi, ipotizzando un livello di sinistrosità “normale”.
–9–
alcuni giacimenti; (iii) all’impatto che l’aumento del prezzo del barile ha determinato nel calcolo degli ammortamenti relativi ai PSA e ai contratti di buy-back; (iv) all’aumento delle produzioni; (v) all’aumento dei costi di
ricerca esplorativa. Nel settore Gas & Power gli ammortamenti sono aumentati di 47 milioni di euro, in relazione all’entrata in esercizio del gasdotto Greenstream e di nuova capacità di generazione elettrica.
Le svalutazioni (272 milioni di euro) hanno riguardato essenzialmente i settori Exploration & Production (156
milioni di euro), Syndial (76 milioni di euro) e Petrolchimica (19 milioni di euro).
Oneri finanziari netti
Gli oneri finanziari netti sostenuti nel 2005 (366 milioni di euro) sono aumentati di 210 milioni di euro rispetto al 2004, pari al 135%, per effetto dei maggiori oneri connessi alla valutazione al fair value degli strumenti finanziari derivati e dei maggiori tassi d’interesse sui finanziamenti in dollari (Libor +2 punti percentuali), i cui effetti sono stati parzialmente assorbiti dalla riduzione dell’indebitamento finanziario netto medio, nonché dalla circostanza che nel 2004 venne rilevato un accantonamento al fondo rischi di 62 milioni di euro a fronte della cessione a British Telecom del credito valutato verso Albacom.
Proventi netti su partecipazioni
I proventi netti su partecipazioni conseguiti nel 2005 (911 milioni di euro) riguardano: (i) le quote di competenza degli utili di periodo delle imprese partecipate valutate con il metodo del patrimonio netto (702 milioni
di euro), in particolare nei settori Gas & Power (358 milioni di euro) e Refining & Marketing (194 milioni di euro);
(ii) le plusvalenze da dismissioni (179 milioni di euro) riferite in particolare alla partecipazione del 100% nella
IP (139 milioni di euro) e alla partecipazione del 2,33% nella Nuovo Pignone Holding SpA (24 milioni di euro);
(iii) i dividendi derivanti da partecipazioni valutate al costo (31 milioni di euro).
L’aumento dei proventi netti su partecipazioni di 91 milioni di euro è dovuto essenzialmente al miglioramento
del risultato delle partecipate del settore Gas & Power, in particolare Galp Energia SGPS SA (Eni 33,34%), Unión
Fenosa Gas SA (Eni 50%), Blue Stream Pipeline Co BV (Eni 50%), nonché alla circostanza che nel 2004 venne rilevata la svalutazione (41 milioni di euro) della partecipazione del 35% in Albacom. Questi miglioramenti sono stati parzialmente assorbiti dalle minori plusvalenze derivanti dalla cessione di partecipazioni (257 milioni di euro);
infatti nel 2004 vennero venduti il 9,054% di Snam Rete Gas e il 100% di Agip do Brasil SA e altre partecipazioni
minori (con una plusvalenza complessiva di 437 milioni di euro), a fronte della plusvalenza complessiva di 179
milioni di euro conseguita nel 2005.
Imposte sul reddito
Le imposte sul reddito (8.128 milioni di euro) sono aumentate di 2.606 milioni di euro, pari al 47,2%, a seguito
essenzialmente dell’aumento dell’utile prima delle imposte di 4.312 milioni di euro. L’incremento di 4,5 punti
percentuali del tax rate (dal 42,3 al 46,8%) è connesso essenzialmente: (i) ai maggiori accantonamenti ai fondi
rischi e alle maggiori svalutazioni non deducibili; (ii) ai minori proventi esenti, riferiti in particolare alla cessione di partecipazioni; (iii) alla maggiore incidenza dell’utile prodotto all’estero in Paesi a più elevata fiscalità nel
settore Exploration & Production.
Utile di terzi azionisti
L’utile di competenza di terzi azionisti (459 milioni di euro) riguarda essenzialmente Snam Rete Gas SpA (321
milioni di euro) e Saipem SpA (115 milioni di euro).
– 10 –
Stato patrimoniale
(milioni di euro)
31.12.2004
30.09.2005
31.12.2005
Var. ass. vs.
31.12.2004
Var. ass. vs.
30.09.2005
Capitale investito netto
Patrimonio netto compresi
gli interessi di terzi azionisti
Indebitamento finanziario netto
Coperture
45.983
46.416
49.691
3.708
3.275
35.540
10.443
45.983
40.062
6.354
46.416
39.230
10.461
49.691
3.690
18
3.708
(832)
4.107
3.275
Debiti finanziari e obbligazionari
a breve termine
a lungo termine
Disponibilità, titoli e altri attivi finanziari
Indebitamento finanziario netto
12.684
5.077
7.607
(2.241)
10.443
9.908
2.648
7.260
(3.554)
6.354
12.975
5.502
7.473
(2.514)
10.461
291
425
(134)
(273)
18
3.067
2.854
213
1.040
4.107
L’indebitamento finanziario netto al 31 dicembre 2005 ammonta a 10.461 milioni di euro, invariato rispetto al
31 dicembre 2004. Il flusso di cassa generato dalla gestione e gli incassi da dismissione (563 milioni di euro) sono
stati assorbiti dai fabbisogni connessi: (i) agli investimenti tecnici e in partecipazioni (7.560 milioni di euro);
(ii) al pagamento del dividendo 2004, dell’acconto sul dividendo dell’esercizio 2005 e del dividendo straordinario di Snam Rete Gas (6.287 milioni di euro, di cui 5.070 milioni di euro da parte dell’Eni SpA e 1.171 da parte di
Snam Rete Gas) e al proseguimento del programma di acquisto di azioni proprie (1.034 milioni di euro).
L’indebolimento dell’euro, in particolare sul dollaro, rispetto al 31 dicembre 2004 (USD 1,180 contro 1,362, -13,4%)
ha determinato nella conversione dei bilanci espressi in moneta diversa dall’euro ai cambi assunti al 31 dicembre 2005 un aumento dell’indebitamento finanziario netto di circa 1.200 milioni di euro.
Rispetto al 30 settembre 2005, l’indebitamento finanziario netto è aumentato di 4.107 milioni di euro per effetto essenzialmente dei fabbisogni connessi: (i) agli investimenti tecnici e in partecipazioni (2.545 milioni di euro);
(ii) al pagamento dell’acconto sul dividendo dell’esercizio 2005 da parte dell’Eni SpA (1.686 milioni di euro) e del
dividendo straordinario di Snam Rete Gas (976 milioni di euro) e all’acquisto di azioni proprie (789 milioni di
euro). Questi esborsi sono stati parzialmente compensati dal flusso di cassa generato dalla gestione, su cui ha
inciso in particolare il pagamento della seconda rata di acconto Ires e Irap.
I debiti finanziari e obbligazionari ammontano a 12.975 milioni di euro, di cui 5.502 milioni a breve termine
(comprensivi delle quote in scadenza entro 12 mesi dei debiti finanziari a lungo termine di 693 milioni di euro)
e 7.473 milioni di euro a lungo termine.
Il patrimonio netto al 31 dicembre 2005 (39.230 milioni di euro) è aumentato di 3.690 milioni di euro rispetto
al 31 dicembre 2004 per effetto essenzialmente dell’utile netto del periodo prima degli interessi di terzi azionisti (9.243 milioni di euro) e dell’impatto della conversione dei bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall’euro (circa 1.200 milioni di euro), i cui effetti sono stati parzialmente assorbiti dal pagamento dei dividendi
2004, dell’acconto sul dividendo dell’esercizio 2005 dell’Eni e del dividendo straordinario di Snam Rete Gas (6.287
milioni di euro) e dall’acquisto di azioni proprie (1.034 milioni di euro).
Al 31 dicembre 2005 il leverage (rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto compresi gli
interessi di terzi azionisti) è 0,27 (0,29 al 31 dicembre 2004).
Nel periodo 1° gennaio-31 dicembre 2005 sono state acquistate 47,06 milioni di azioni proprie per il corrispettivo di 1.034 milioni di euro (in media 21,966 euro per azione). Dalla data di inizio del programma (1° settembre
2000) sono state acquistate 281,88 milioni di azioni proprie, pari al 7,04% del capitale sociale, per il corrispettivo di 4.272 milioni di euro (in media 15,155 euro per azione).
– 11 –
(milioni di euro)
Quarto trimestre
2004
2005
1.234
352
253
73
57
15
11
1.995
1.516
411
317
33
114
31
42
2.464
Var. ass.
Esercizio
Var. %
282
22,9
59
16,8
64
25,3
(40) (54,8)
57 100,0
16 106,7
31 281,8
469
23,5
Gas & Power
Petrolchimica
Altre attività
2004
2005
4.853
1.451
693
148
186
49
119
7.499
4.964
1.152
656
112
349
69
112
7.414
Var. ass.
111
(299)
(37)
(36)
163
20
(7)
(85)
Var. %
2,3
(20,6)
(5,3)
(24,3)
87,6
40,8
(5,9)
(1,1)
Gli investimenti tecnici effettuati nel 2005 ammontano a 7.414 milioni di euro, di cui il 91% nei settori Exploration
& Production, Gas & Power e Refining & Marketing.
Gli investimenti tecnici del settore Exploration & Production (4.964 milioni di euro) hanno riguardato essenzialmente gli investimenti di sviluppo (3.952 milioni di euro), realizzati prevalentemente all’estero (3.583 milioni di euro), in particolare in Kazakhstan, Libia, Angola ed Egitto. In Italia gli investimenti di sviluppo (411 milioni di euro) hanno riguardato in particolare il proseguimento del programma di perforazione di pozzi di sviluppo e di completamento dei lavori per la realizzazione di impianti e infrastrutture in Val d’Agri, nonché interventi di sidetrack e di infilling nelle aree mature. Gli investimenti di ricerca esplorativa (656 milioni di euro) hanno
riguardato per il 96% le attività all’estero; in particolare nei seguenti paesi: Norvegia, Egitto, Golfo del Messico,
Brasile e Indonesia; in Italia, essenzialmente le aree nell’onshore della Sicilia e dell’Italia Centrale. Gli investimenti
per l’acquisto di riserve certe, probabili e possibili sono stati di 301 milioni di euro e hanno riguardato: (i) l’acquisto dell’ulteriore quota dell’1,85% del progetto di sviluppo del giacimento Kashagan con un esborso di 200
milioni di dollari. La quota di partecipazione dell’Eni nel progetto è salita dal 16,67% al 18,52%; (ii) l’acquisto di
104 blocchi esplorativi e di due giacimenti nella fase di pre-sviluppo nel Nord dell’Alaska; (iii) il 40% delle concessioni in sviluppo OML 120 e OML 121 nell’offshore nigeriano.
Gli investimenti tecnici del settore Gas & Power (1.152 milioni di euro) hanno riguardato essenzialmente: (i) lo
sviluppo e il mantenimento della rete di trasporto del gas naturale in Italia (643 milioni di euro); (ii) il proseguimento del programma di costruzione delle centrali a ciclo combinato per la generazione di energia elettrica
(239 milioni di euro), in particolare presso i siti di Brindisi e Ferrara; (iii) l’estensione e il mantenimento della
rete di distribuzione del gas naturale in Italia (182 milioni di euro); (iv) lo sviluppo della rete di trasporto all’estero (48 milioni di euro).
Gli investimenti tecnici del settore Refining & Marketing (656 milioni di euro) hanno riguardato: (i) l’attività di
raffinazione e di logistica in Italia per il miglioramento della flessibilità del sistema e delle rese degli impianti,
tra cui il completamento dell’impianto di gassificazione dei residui pesanti di lavorazione presso la raffineria di
Sannazzaro (349 milioni di euro); (ii) il potenziamento della rete di distribuzione di prodotti petroliferi e la realizzazione di nuove stazioni di servizio in Italia (154 milioni di euro); (iii) il potenziamento della rete di distribuzione di prodotti petroliferi e l’acquisto di stazioni di servizio nel resto d’Europa (71 milioni di euro).
Gli investimenti del settore Ingegneria e Costruzioni (349 milioni di euro; +87,6% rispetto al 2004) riguardano
essenzialmente l’attività Costruzioni e perforazioni (346 milioni di euro), in particolare per: (i) interventi di mantenimento e upgrading del parco mezzi esistente; (ii) mezzi navali e attrezzature per contratti specifici, principalmente Kashagan; (iii) potenziamento delle strutture operative in Kazakhstan e nel West Africa; (iv) l’acquisto
e l’avvio dei lavori di conversione della nave cisterna Margaux in unità FPSO che opererà in Brasile sul giacimento Golfinho 2.
– 12 –
Evoluzione prevedibile della gestione
Le previsioni sull’andamento nel 2006 delle produzioni e delle vendite dei principali settori di attività dell’Eni
sono le seguenti:
produzione giornaliera di idrocarburi: in aumento rispetto al 2005 (1,74 milioni di boe/giorno). L’aumento
della produzione sarà realizzato all’estero, essenzialmente in Libia, Angola, Egitto, Nigeria e Norvegia; in particolare è prevista in forte crescita la produzione di gas in Libia, per il build up delle forniture di gas esportate
in Italia attraverso il gasdotto Greenstream, nonché in Egitto e in Nigeria per la crescita delle forniture all’impianto di liquefazione di Bonny (Eni 10,4%); la produzione di petrolio è prevista in crescita in Angola e in
Norvegia per effetto dell’entrata a regime dei giacimenti avviati nella seconda metà del 2005;
volumi venduti di gas naturale: in aumento rispetto al 2005 (91,15 miliardi di metri cubi2) per effetto dell’incremento atteso nei mercati internazionali, in particolare in Turchia, Spagna, Francia e Germania;
produzione venduta di energia elettrica: in aumento rispetto al 2005 (22,77 terawattora) per effetto dell’avvio/entrata a regime di nuovi gruppi di potenza presso i siti di Brindisi e di Mantova, i cui aumenti produttivi
saranno parzialmente assorbiti dalla minore produzione delle centrali di Ravenna e di Ferrera Erbognone connessa a manutenzioni programmate;
lavorazioni in conto proprio: in leggera flessione rispetto al 2005 (38,76 milioni di tonnellate) per effetto
essenzialmente delle manutenzioni programmate sulle raffinerie di Sannazzaro, Taranto e Livorno. 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 (8,76 milioni di tonnellate nel 2005): 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, Germania
e Ungheria, anche per effetto della realizzazione/acquisto di stazioni di servizio.
Nel 2006 sono previsti investimenti tecnici in crescita rispetto al 2005 (7,4 miliardi di euro); 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, nella raffinazione.
(2) Include i volumi di gas per autoconsumi e la quota Eni delle vendite di società collegate e di imprese rilevanti.
– 13 –
(milioni di euro)
Quarto trimestre
2004
2005
2.253
113
2.366
3.559
18
3.577
Var. ass.
1.306
(95)
1.211
Esercizio
Var. %
58,0
51,2
Utile operativo
2004
2005
Var. ass.
Var. %
8.185
17
8.202
12.574
309
12.883
4.389
292
4.681
53,6
57,1
2005
Il settore ha conseguito l’utile operativo di 12.574 milioni di euro con un aumento di 4.389 milioni di euro rispetto al 2004, pari al 53,6%, per effetto essenzialmente: (i) dell’incremento del prezzo del barile di produzione in dollari (petrolio +41,3%; gas naturale +15,6%); (ii) della crescita della produzione venduta di idrocarburi (38,3 milioni di boe, pari al 6,7%); (iii) dalle minori svalutazioni di asset (40 milioni di euro). Questi fattori positivi sono stati parzialmente assorbiti: (i) dall’incremento dei costi di produzione e degli ammortamenti connessi al costo più
elevato degli investimenti di sviluppo, alla maggiore incidenza degli investimenti di mantenimento del livello
produttivo di giacimenti maturi, nonché agli effetti della revisione delle stime dei costi di abbandono di alcuni
giacimenti; (ii) dal venir meno delle plusvalenze nette conseguite nelle razionalizzazioni di portafoglio effettuate nel 2004 (320 milioni di euro); (iii) dall’impatto che l’aumento del prezzo del barile ha determinato nel calcolo degli ammortamenti relativi ai Production Sharing Agreement (PSA) e ai contratti di buy-back3; (iv) dall’aumento dei costi di ricerca esplorativa (50 milioni di euro) e dei costi assicurativi.
Quarto trimestre
2004
1.704
272
411
339
306
376
152,6
2005
1.806
254
522
372
291
367
161,0
Var. ass.
102
(18)
111
33
(15)
(9)
8,4
Esercizio
Var. %
6,0 Produzione giornaliera di idrocarburi
(6,6)
Italia
27,0
Africa Settentrionale
9,7
Africa Occidentale
(4,9)
Mare del Nord
(2,4)
Resto del mondo
5,5 Produzione venduta (1) (milioni di boe)
(1)
2004
2005
(migliaia di boe) 1.624
1.737
261
480
343
283
370
614,9
271
380
316
308
349
577,9
Var. ass.
113
(10)
100
27
(25)
21
37,0
Var. %
7,0
(3,7)
26,3
8,5
(8,1)
6,0
6,4
(1) Include la quota Eni della produzione di joint venture valutate con il metodo del patrimonio netto.
Nel 2005 la produzione giornaliera di idrocarburi è stata di 1.737 mila barili di petrolio equivalente (boe) con un
aumento di 113 mila boe rispetto al 2004, pari al 7%; l’aumento si eleva all’8,9% se si esclude l’effetto prezzo nei
PSA e nei contratti di buy-back. La crescita produttiva è stata realizzata in particolare in Libia, Angola, Iran, Algeria
Egitto e Kazakhstan. 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) dal
declino produttivo di giacimenti maturi, essenzialmente in Italia (gas naturale) e Regno Unito; (iii) dall’impatto delle razionalizzazioni di portafoglio effettuate nel 2004 (-16 mila boe/giorno) e degli uragani nel Golfo del
Messico (-10 mila boe/giorno). La quota di produzione estera sul totale raggiunge l’85% (83,3% nel 2004).
La produzione giornaliera di petrolio e condensati (1.111 mila barili) è aumentata di 77 mila barili rispetto al
2004, pari al 7,4%, a seguito degli incrementi produttivi registrati in: (i) Angola, per effetto dell’entrata a regime
(3) Nei PSA la compagnia petrolifera di Stato (committente) incarica la compagnia petrolifera internazionale (contrattista) di eseguire lavori di esplorazione e produzione. In caso di successo il contrattista, che si assume il rischio minerario e finanziario dell’iniziativa, recupera gli investimenti e i costi (Cost Oil) sostenuti
nell’anno con una quota di produzione che varia al variare del prezzo del petrolio. Inoltre in alcuni contratti la variazione del prezzo influenza anche la quota
di produzione destinata alla remunerazione del contrattista (Profit Oil). Analoghi effetti si producono nei contratti di buy-back.
– 14 –
dei giacimenti Hungo e Chocalho, nell’ambito della fase A del progetto di sviluppo Kizomba nel Blocco 15 (Eni 20%),
e dell’avvio dei giacimenti Kissanje e Dikanza nell’ambito della fase B dello stesso progetto, nonché dell’avvio dei
giacimenti North Sanha-Bomboco situati nell’area B del Blocco 0 (Eni 9,8%); (ii) Libia, per effetto dell’entrata a
regime del giacimento onshore Wafa e dell’avvio del giacimento offshore Bahr Essalam nell’ambito del Western
Libyan Gas Project (Eni 50%); (iii) Iran, per effetto dell’entrata a regime del giacimento South Pars fasi 4-5 (Eni operatore con il 60%) e della crescita produttiva dei giacimenti Dorood (Eni 45%) e Darquain (Eni operatore con il
60%); (iv) Algeria, per effetto dell’entrata a regime del giacimento Rod e satelliti (Eni operatore con il 63,96%);
(v) Kazakhstan, nel giacimento Karachaganak (Eni cooperatore con il 32,5%) per effetto della crescita delle esportazioni attraverso l’oleodotto del Caspian Pipeline Consortium che si collega con il terminale russo di Novorossiysk
sul Mar Nero; (vi) Italia, per effetto dell’aumento di produzione in Val d’Agri dovuto all’entrata a regime del quarto treno di trattamento del centro olio. Questi aumenti sono stati parzialmente assorbiti dal declino produttivo
di giacimenti maturi, in particolare nel Regno Unito, e dall’impatto delle razionalizzazioni di portafoglio effettuate nel 2004.
La produzione giornaliera di gas naturale (626 mila boe) è aumentata di 36 mila boe rispetto al 2004, pari al 6,1%,
a seguito essenzialmente degli incrementi registrati in Libia, in relazione all’entrata a regime del giacimento Wafa
e dell’avvio di Bahr Essalam (Eni 50%), Egitto, per l’avvio del giacimento Barboni e della piattaforma el Temsah 4
nell’offshore del Delta del Nilo, Kazakhstan e Pakistan. Questi aumenti sono stati parzialmente assorbiti dalla riduzione registrata in Italia, a seguito del declino produttivo di giacimenti maturi, e dagli impatti delle razionalizzazioni di portafoglio effettuate nel 2004 e degli uragani nel Golfo del Messico.
La produzione venduta di idrocarburi è stata di 614,9 milioni di boe con un aumento di 37 milioni di boe, pari al
6,4%. La differenza rispetto alla produzione di 19,3 milioni di boe è dovuta essenzialmente ai volumi di gas naturale destinati all’autoconsumo (16,2 milioni di boe).
Le riserve certe di idrocarburi al 31 dicembre 2005 sono 6.837 milioni di boe (petrolio e condensati 3.773 milioni di barili; gas naturale 3.064 milioni di boe) con una riduzione di 381 milioni di boe riconducibile all’impatto
di 478 milioni di boe che l’aumento del prezzo del barile (Brent al 31 dicembre: 40,47 dollari/barile nel 2004;
58,205 nel 2005) ha determinato nei PSA e nei contratti di buy-back. Escludendo questo impatto, il tasso di rimpiazzo delle riserve certe è del 115%, che si riduce al 40% tenuto conto dell’effetto prezzo. La vita utile residua delle riserve è di 10,8 anni (12,1 al 31 dicembre 2004).
L’evoluzione delle riserve certe nell’esercizio è la seguente:
(milioni di boe)
Riserve certe di idrocarburi al 31 dicembre 2004
Nuove scoperte ed estensioni, revisioni di precedenti stime e miglioramenti di recupero assistito
Produzione
Operazioni di portafoglio
Effetto prezzo nei PSA e nei contratti di buy-back
Riserve certe di idrocarburi al 31 dicembre 2005
7.218
625
(634)
(9)
7.209
106
(478)
6.837
Le promozioni a riserve certe (625 milioni di boe) al netto dell’effetto prezzo nei PSA e nei contratti di buy-back di
478 milioni di boe sono state di 147 milioni di boe, e sono riferite a: (i) nuove scoperte ed estensioni (156 milioni di boe), in particolare in Nigeria, Norvegia, Kazakhstan e Algeria; (ii) miglioramenti di recupero assistito
(89 milioni di boe), in particolare in Algeria, Angola e Kazakhstan. Questi incrementi sono stati parzialmente
assorbiti da revisioni negative di precedenti stime riferite essenzialmente all’effetto prezzo (-98 milioni di boe),
in particolare in Kazakhstan, Angola e Libia; revisioni positive sono state registrate in Algeria, Norvegia e Congo.
Le operazioni di portafoglio hanno riguardato l’acquisto di riserve certe di 106 milioni di boe in Kazakhstan,
Australia, Italia e Angola.
Al 31 dicembre 2005 le riserve certe sviluppate sono 4.306 milioni di boe, pari al 63% del totale delle riserve certe (60% al 31 dicembre 2004).
– 15 –
Quarto trimestre
L’utile operativo del quarto trimestre ammonta a 3.559 milioni di euro con un aumento di 1.306 milioni di euro
rispetto al quarto trimestre 2004, pari al 58%, dovuto essenzialmente: (i) all’incremento del prezzo del barile di
produzione in dollari (petrolio +35,3%; gas naturale +10,1%); (ii) alla crescita della produzione venduta di idrocarburi (8,5 milioni di boe, pari al 5,6%); (iii) all’effetto dell’apprezzamento del dollaro sull’euro (circa 280 milioni di euro, in parte riferito alla conversione dei bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall’euro); (iv) alle
minori svalutazioni di attività (157 milioni di euro). Questi fattori positivi sono stati parzialmente assorbiti:
(i) dall’incremento dei costi di produzione e degli ammortamenti, quest’ultimo connesso anche all’impatto che
l’aumento del prezzo del barile ha determinato nel calcolo degli ammortamenti relativi ai PSA e ai contratti di
buy-back; (ii) dall’aumento dei costi di ricerca esplorativa (71 milioni di euro) e dei costi assicurativi.
Nel quarto trimestre la produzione giornaliera di idrocarburi è stata di 1.806 mila boe con un aumento di 102
mila boe rispetto al quarto trimestre 2004, pari al 6%; l’aumento percentuale si eleva al 7,5% se si esclude l’effetto
prezzo nei PSA e nei contratti di buy-back. La crescita produttiva è dovuta essenzialmente all’entrata a regime della sezione offshore del progetto Western Libyan Gas (Eni 50%) e della fase B del progetto di sviluppo Kizomba nell’offshore angolano (Eni 20%). Questi aumenti sono stati parzialmente assorbiti: (i) dall’impatto degli uragani nel
Golfo del Messico (-29 mila boe/giorno); (ii) dalla minore attribuzione di produzione (-26 mila boe/giorno) nei
PSA e nei contratti di buy-back dovuta all’aumento del prezzo del barile; (iii) dal declino produttivo di giacimenti maturi, essenzialmente in Italia (gas naturale).
La produzione giornaliera di petrolio e condensati (1.132 mila barili) è aumentata di 42 mila barili, pari al 3,9%,
a seguito degli avvii di giacimenti offshore – fase B del progetto di sviluppo Kizomba in Angola, Bahr Essalam in
Libia, Bonga (Eni 12,5%) in Nigeria, nonché Kristin (Eni 8,25%) e Svale/Staer (Eni 11,5%) in Norvegia – e della crescita registrata in particolare in Iran e Algeria. Questi incrementi sono stati parzialmente assorbiti: (i) dal declino produttivo di giacimenti maturi nel Mare del Nord; (ii) dalla ridotta operatività nel Golfo del Messico a seguito dell’impatto degli uragani.
La produzione giornaliera di gas naturale (674 mila boe) è aumentata di 60 mila boe, pari al 9,8%, a seguito essenzialmente degli aumenti registrati in Libia, Egitto, Regno Unito e Kazakhstan, parzialmente assorbiti dal declino
produttivo di giacimenti maturi in Italia e dall’impatto degli uragani nel Golfo del Messico.
– 16 –
Gas & Power
(milioni di euro)
Quarto trimestre
2004
878
4
882
26
908
2005
641
(32)
609
281
890
Var. ass.
(237)
(36)
(273)
255
(18)
Esercizio
Var. %
(27,0) Utile operativo
.. Esclusione utile di magazzino
(31,0) Utile operativo a valori correnti
(2,0) Utile operativo adjusted
2004
2005
3.428
(12)
3.416
32
3.448
3.321
(127)
3.194
337
3.531
Var. ass.
(107)
(115)
(222)
305
83
Var. %
(3,1)
..
(6,5)
2,4
2005
Il settore ha conseguito l’utile operativo a valori correnti di 3.194 milioni di euro con una diminuzione di 222
milioni di euro rispetto al 2004, pari al 6,5%, dovuta essenzialmente: (i) all’accantonamento al fondo rischi della
sanzione comminata il 15 febbraio 2006 dall’Autorità garante della concorrenza e del mercato (-290 milioni di
euro)4 e della stima dell’impatto dell’applicazione, con effetto dal 1° gennaio 2005, della delibera 248/20045
dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas (-225 milioni di euro); (ii) alla flessione dei margini di vendita del gas
naturale per effetto della pressione competitiva, il cui impatto è stato parzialmente attenuato dal diverso andamento dei parametri energetici di riferimento per la determinazione dei prezzi del gas naturale in acquisto e in
vendita; (iii) ai maggiori accantonamenti a fondi per rischi e oneri (46 milioni di euro). Questi fattori negativi
sono stati parzialmente compensati: (i) dalla crescita dei volumi venduti (+6,13 miliardi di metri cubi, inclusi i
maggiori autoconsumi, pari all’8%) e distribuiti; (ii) dall’aumento del risultato dell’attività di trasporto all’estero.
L’attività di generazione elettrica ha conseguito l’utile operativo di 138 milioni di euro con un aumento di 77 milioni di euro, pari al 126%, dovuto essenzialmente alla crescita della produzione venduta (+8,92 terawattora, pari al
64,4%), i cui effetti sono stati parzialmente assorbiti dalla flessione del margine di vendita connesso al diverso
andamento dei parametri energetici di riferimento per la determinazione del prezzo di vendita e del costo dei
combustibili.
(4) Il 15 febbraio 2006 l’Autorità garante della concorrenza e del mercato ha comminato all’Eni la sanzione amministrativa di 290 milioni di euro asserendo che la
condotta dell’Eni integra la fattispecie di abuso di posizione dominante di cui all’art. 82 del Trattato CE. I fatti che hanno portato all’avvio dell’istruttoria riguardano i comportamenti della controllata (100%) Trans Tunisian Pipeline Co Ltd (TTPC) che nel novembre 2003 ha considerato risolti di diritto i contratti di trasporto ship-or-pay stipulati il 31 marzo 2003 con quattro shipper aggiudicatari di nuova capacità sul gasdotto TTPC per il mancato avverarsi di tre delle cinque
condizioni sospensive cui era subordinata l’efficacia dei contratti e ha ritenuto perciò di non dover procedere al prospettato potenziamento del gasdotto che
avrebbe reso disponibile una capacità incrementale di 6,5 miliardi di metri cubi/anno entro il 2007. L’Eni intende presentare ricorso avverso la delibera avanti
al Tribunale Amministrativo Regionale (TAR) per il Lazio.
(5) Con la delibera l’Autorità ha disposto una revisione dei parametri con cui la componente materia prima viene aggiornata nelle formule di vendita ai consumatori finali, introducendo tra l’altro una clausola di salvaguardia che attenua le variazioni per livelli di prezzi dell’energia considerati “anomali” (Brent oltre i 35
dollari al barile o inferiore a 20 dollari al barile), nell’assunto che ciò costituisca prassi di mercato in relazione ai contratti di importazione di gas in Italia (i contenuti della delibera sono riportati nel paragrafo Gas & Power della relazione semestrale).
La delibera stabilisce altresì che l’Autorità potrà riesaminare le misure introdotte alla luce delle condizioni economiche dei contratti di importazione prodotte
dagli operatori; l’Eni ha comunicato informazioni sui suoi contratti che, tenuto conto del loro peso rispetto all’import complessivo del mercato italiano, potranno consentire all’Autorità il riesame della delibera, in particolare relativamente agli anni successivi al 2005.
Nel maggio 2005 il TAR per la Lombardia, su ricorsi di Eni e di altri operatori, aveva disposto l’annullamento della delibera n. 248/2004. Nell’ottobre 2005 il
Consiglio di Stato ha sospeso l’efficacia della sentenza del TAR su ricorso dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas. Si è in attesa della decisione di merito da parte del Consiglio di Stato.
– 17 –
Quarto trimestre
2004
2005
Var. ass.
13,66
3,29
0,54
9,83
3,36
4,18
2,29
6,27
0,25
20,18
1,05
21,23
15,67
4,00
0,56
11,11
3,73
4,70
2,68
7,04
0,22
22,93
1,47
24,40
2,01
0,71
0,02
1,28
0,37
0,52
0,39
0,77
(0,03)
2,75
0,42
3,17
2,15
1,95
0,20
23,38
2,59
2,46
0,13
26,99
0,44
0,51
(0,07)
3,61
21,02
13,55
7,47
22,05
14,75
7,30
1,03
1,20
(0,17)
4,21
6,07
1,86
Esercizio
Var. %
2004
2005
50,08
13,87
0,54
35,67
12,39
15,92
7,36
21,54
1,17
72,79
3,70
76,49
52,47
12,05
1,95
38,47
13,07
17,60
7,80
23,44
1,17
77,08
5,54
82,62
2,39
4,8
(1,82) (13,1)
1,41 261,1
2,80
7,8
0,68
5,5
1,68
10,6
0,44
6,0
1,90
8,8
..
..
4,29
5,9
1,84
49,7
6,13
8,0
7,32
6,60
0,72
83,81
8,53
7,85
0,68
91,15
1,21
1,25
(0,04)
7,34
16,5
18,9
(5,6)
8,8
4,9 Trasporto di gas naturale Italia (miliardi di metri cubi)
8,9
Per conto Eni
(2,3)
Per conto terzi
80,41
52,15
28,26
85,10
54,88
30,22
4,69
2,73
1,96
5,8
5,2
6,9
44,2
13,85
22,77
8,92
64,4
VENDITE DI GAS NATURALE (miliardi di metri cubi)
14,7 Italia
21,6 Grossisti (aziende distributrici)
3,7 Gas release
13,0 Clienti finali
11,0
Industriali
12,4
Termoelettrici
17,0
Residenziali
12,3 Resto d’Europa
(12,0) Extra Europa
13,6 Totale vendite a terzi
40,0 Autoconsumi Eni
14,9 Vendite a terzi e autoconsumi Eni
Vendite di gas naturale delle società collegate
20,5 e di imprese rilevanti (quota Eni)
26,2
Europa
(35,0)
Extra Europa
15,4 TOTALE VENDITE GAS NATURALE (miliardi di metri cubi)
PRODUZIONE VENDUTA DI ENERGIA ELETTRICA (terawattora)
Var. ass.
Var. %
Nel 2005 le vendite di gas naturale (91,15 miliardi di metri cubi, inclusi gli autoconsumi e la quota Eni delle vendite delle società collegate e di imprese rilevanti6) sono aumentate di 7,34 miliardi di metri cubi rispetto al 2004,
pari all’8,8%. L’aumento ha riguardato tutti i mercati di attività, in particolare i mercati del resto d’Europa (+3,15
miliardi di metri cubi incluse le vendite tramite società collegate e imprese rilevanti, pari all’11,2%), il mercato
Italia (+2,39 miliardi di metri cubi, pari al 4,8%) e le forniture di gas per la produzione di energia elettrica (1,84
miliardi di metri cubi, pari al 49,7%) principalmente nelle centrali EniPower.
In un contesto di mercato sempre più competitivo, le vendite di gas naturale in Italia (52,47 miliardi di metri
cubi) sono aumentate di 2,39 miliardi di metri cubi rispetto al 2004, pari al 4,8%, per effetto essenzialmente degli
aumenti registrati nelle vendite ai settori termoelettrico (1,68 miliardi di metri cubi, pari al 10,6%), industriale
(0,68 miliardi di metri cubi, pari al 5,5%) e residenziale (0,44 miliardi di metri cubi, pari al 6%), parzialmente assorbiti dalla flessione delle vendite ai grossisti (1,82 miliardi di metri cubi, pari al 13,1%). Le variazioni dei settori
industriale e grossisti sono influenzate dalla circostanza che parte delle forniture (1,95 miliardi di metri cubi)
ad alcuni operatori di questi settori, in particolare ai grossisti, è stata effettuata in attuazione dei provvedimenti dell’Autorità garante della concorrenza e del mercato (cosiddetta gas release)7.
Le vendite nel resto d’Europa (23,44 miliardi di metri cubi) sono aumentate di 1,9 miliardi di metri cubi, pari
all’8,8%, per effetto degli incrementi registrati: (i) nelle forniture al mercato turco (0,86 miliardi di metri cubi)
attraverso il gasdotto Blue Stream; (ii) nelle vendite con contratti di fornitura di lungo termine a importatori in
Italia (0,57 miliardi di metri cubi), in relazione alla progressiva entrata a regime delle forniture di gas prodotto
dai giacimenti libici; (iii) in Francia (0,5 miliardi di metri cubi), in relazione alla crescita delle forniture a clienti industriali e a Gaz de France; (iv) in Germania (0,3 miliardi di metri cubi), in relazione alla crescita delle forniture alla collegata GVS (Eni 50%) e a Wingas.
(6) Allo stato le imprese rilevanti sono rappresentate solo dalla Nigeria LNG Ltd (Eni 10,4%).
(7) Nel giugno 2004 è stata concordata con l’Autorità garante della concorrenza e del mercato la cessione da parte dell’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 2004-30 settembre 2008.
– 18 –
Gli autoconsumi8 (5,54 miliardi di metri cubi) sono aumentati di 1,84 miliardi di metri cubi rispetto al 2004, pari
al 49,7%, per effetto essenzialmente dei maggiori consumi dell’EniPower in relazione all’entrata in esercizio di
nuova capacità produttiva.
Le vendite di gas naturale delle società collegate e di imprese rilevanti (in quota Eni e al netto delle forniture Eni)
sono state di 8,53 miliardi di metri cubi e hanno riguardato: (i) la GVS (Eni 50%) con 3,29 miliardi di metri cubi;
(ii) la Galp Energia (Eni 33,34%) con 1,56 miliardi di metri cubi; (iii) la Unión Fenosa Gas (Eni 50%) con 1,52 miliardi di metri cubi; (iv) i volumi (1,45 miliardi di metri cubi) trattati presso l’impianto di liquefazione della Nigeria
LNG Ltd (Eni 10,4%) e da questa commercializzati sui mercati europeo e statunitense. Rispetto al 2004, le vendite sono aumentate di 1,21 miliardi di metri cubi, pari al 16,5%, a seguito in particolare delle maggiori vendite di
Unión Fenosa Gas.
I volumi di gas naturale trasportati per conto terzi (30,22 miliardi di metri cubi) sono aumentati di 1,96 miliardi di metri cubi rispetto al 2004, pari al 6,9%.
Nel 2005 la produzione venduta di energia elettrica è stata di 22,77 terawattora con un aumento di 8,92 terawattora rispetto al primo semestre 2004, pari al 64,4%, a seguito dell’entrata in esercizio dei due gruppi di potenza
della centrale di Mantova (+3,85 terawattora) e del primo gruppo della centrale di Brindisi (+1,88 terawattora),
nonché della piena marcia commerciale delle centrali di Ravenna (+1,57 terawattora) e di Ferrera Erbognone
(+1,08 terawattora).
Quarto trimestre
L’utile operativo a valori correnti del quarto trimestre ammonta a 609 milioni di euro con una diminuzione di
273 milioni di euro rispetto al quarto trimestre 2004, pari al 31%, dovuta essenzialmente: (i) all’accantonamento al fondo rischi della sanzione comminata il 15 febbraio 2006 dall’Autorità garante della concorrenza e del mercato (290 milioni di euro) e della stima dell’impatto dell’applicazione, con effetto dal 1° gennaio 2005, della delibera 248/2004 dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas (111 milioni di euro); (ii) alla flessione margini di vendita del gas naturale per effetto della pressione competitiva, il cui impatto è stato parzialmente attenuato dal
diverso andamento dei parametri energetici di riferimento per la determinazione dei prezzi del gas naturale in
acquisto e in vendita; (iii) alla riduzione delle tariffe di trasporto dovuta all’impatto del nuovo sistema tariffario
dell’attività di trasporto in applicazione della delibera dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas n. 166/2005.
Questi fattori negativi sono stati parzialmente compensati: (i) dalla crescita dei volumi venduti di gas naturale
(+3,17 miliardi di metri cubi, inclusi gli autoconsumi, pari al 14,9%) e di quelli distribuiti; (ii) dalla crescita della produzione venduta di energia elettrica (+1,86 terawattora, pari al 44,2%).
Le vendite di gas naturale (26,99 miliardi di metri cubi, inclusi gli autoconsumi e la quota Eni delle vendite delle società collegate e di imprese rilevanti) sono aumentate di 3,61 miliardi di metri cubi rispetto al quarto trimestre 2004, pari al 15,4%, a seguito degli incrementi registrati nelle vendite in Italia (2,01 miliardi di metri cubi,
pari al 14,7%), negli autoconsumi per la produzione di energia elettrica nelle centrali EniPower (0,42 miliardi di
metri cubi, pari al 40%) e nei mercati del resto d’Europa (1,28 miliardi di metri cubi, pari al 15,6%).
L’aumento delle vendite in Italia riflette la forte crescita della domanda di gas in tutti i settori di utilizzo, anche
in relazione all’effetto climatico; in particolare: grossisti +0,71 miliardi di metri cubi, pari al 21,6%; settore termoelettrico +0,52 miliardi di metri cubi, pari al 12,4%; clienti residenziali +0,39 miliardi di metri cubi, pari al 17%;
settore industriale +0,37 miliardi di metri cubi, pari all’11%. Le variazioni nei settori industriale e grossisti sono
influenzate dalla circostanza che parte delle forniture (0,56 miliardi di metri cubi) ad alcuni operatori di questi
settori, in particolare ai grossisti, è stata effettuata in relazione ai provvedimenti dell’Autorità garante della concorrenza e del mercato (cosiddetta gas release).
L’aumento delle vendite nel resto d’Europa (1,28 miliardi di metri cubi, comprese la quota Eni delle vendite delle società collegate e di imprese rilevanti) ha riguardato in particolare i mercati di Turchia e Francia, nonché le
vendite a importatori in Italia.
La produzione venduta di energia elettrica è aumentata del 44,2% per effetto dell’entrata in esercizio di nuova
capacità produttiva.
(8) 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.
– 19 –
(milioni di euro)
Quarto trimestre
2004
337
(22)
315
63
378
2005
329
(177)
152
227
379
Var. ass.
(8)
(155)
(163)
164
1
Esercizio
Var. %
2004
Esclusione utile di magazzino
0,3 Utile operativo adjusted a valori correnti
2005
1.080
1.857
(393) (1.064)
687
793
236
421
923
1.214
Var. ass.
777
(671)
106
185
291
Var. %
71,9
15,4
31,5
2005
Il settore ha conseguito l’utile operativo a valori correnti di 793 milioni di euro con un aumento di 106 milioni
di euro rispetto al 2004, pari al 15,4%, dovuto essenzialmente: (i) all’aumento del margine di raffinazione (+1,43
dollari/barile il margine sul Brent, pari al 32,9%), alle maggiori lavorazioni in conto proprio e al miglioramento
del mix qualitativo dei prodotti ottenuti, i cui effetti sono stati parzialmente assorbiti dall’impatto della fermata della raffineria di Gela nella prima parte dell’anno; (ii) all’aumento dell’utile dell’attività di distribuzione in
Italia; (iii) all’aumento del risultato dell’attività di raffinazione e commerciale nel resto d’Europa connesso al
favorevole andamento dello scenario e all’aumento dei volumi venduti sul mercato rete. Questi fattori positivi
sono stati parzialmente assorbiti dalla variazione negativa degli special item (-185 milioni di euro), riferita in particolare a maggiori accantonamenti ambientali e a maggiori costi assicurativi, nonché dal venir meno del contributo all’utile operativo dell’Agip do Brasil (28 milioni di euro), venduta nell’agosto 2004.
(milioni di tonnellate)
Quarto trimestre
2004
2005
13,43
2,77
0,88
13,66
2,20
0,91
Var. ass.
0,23
(0,57)
0,03
2,91
1,16
5,71
2,83
1,20
6,52
(0,08)
0,04
0,81
Esercizio
Var. %
1,7 Vendite
(20,6)
Rete Italia
3,4
Rete resto d’Europa
Rete Brasile
(2,7)
Extrarete Italia
3,4
Extrarete estero
14,2
Altre vendite
2004
2005
53,54
10,93
3,47
0,57
10,70
5,30
22,57
51,63
10,05
3,67
10,48
4,50
22,93
Var. ass.
(1,91)
(0,88)
0,20
..
(0,22)
(0,80)
0,36
Var. %
(3,6)
(8,1)
5,8
..
(2,1)
(15,1)
1,6
Nel 2005 le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio in Italia e all’estero sono state di 38,76 milioni di tonnellate con un aumento di 1,09 milioni di tonnellate rispetto al 2004, pari al 2,9%, dovuto alle maggiori
lavorazioni sulle raffinerie interamente possedute di Taranto, Livorno e Sannazzaro, anche in relazione a minori fermate per manutenzione. Questi incrementi sono stati parzialmente assorbiti dall’impatto delle fermate per
manutenzione della raffineria di Porto Marghera, nonché dalle minori lavorazioni sulla raffineria di Gela per i
danni alle infrastrutture di attracco causati dalla forte mareggiata di fine dicembre 2004. In aumento le lavorazioni sulle raffinerie di terzi, in particolare sulla raffineria di Milazzo (Eni 50%). Le lavorazioni complessive sulle
raffinerie di proprietà (27,34 milioni di tonnellate) sono aumentate di 0,59 milioni di tonnellate rispetto al 2004,
pari al 2,2%, con il pieno utilizzo della capacità.
Nel 2005 le vendite di prodotti petroliferi (51,63 milioni di tonnellate) sono diminuite di 1,91 milioni di tonnellate rispetto al 2004, pari al 3,6%, per effetto essenzialmente della dismissione nell’agosto 2004 delle attività
in Brasile (1,51 milioni di tonnellate), delle minori vendite a compagnie petrolifere e a trader all’estero (-305 mila
tonnellate), nonché della flessione registrata nelle vendite in Italia sull’extrarete (-220 mila tonnellate) e sulla
rete a marchio Agip (-130 mila tonnellate) in relazione alla diminuzione dei consumi nazionali. Queste diminuzioni sono state parzialmente compensate dalle maggiori vendite sui mercati rete ed extrarete nel resto d’Europa
(+357 mila tonnellate) per effetto della strategia di espansione attuata. L’impatto della dismissione del 100% delENI PRECONSUNTIVO 2005
– 20 –
la IP con efficacia dal 1° settembre 2005 (-750 mila tonnellate sulla rete) è stato parzialmente compensato dalle
maggiori forniture alla stessa società (+650 mila tonnellate) effettuate dall’Eni in forza del contratto quinquennale stipulato all’atto della cessione.
Le vendite di prodotti petroliferi sul mercato rete Italia (10,05 milioni di tonnellate) sono diminuite di 0,88 milioni di tonnellate rispetto al 2004, pari all’8,1%, a seguito essenzialmente della dismissione della IP. A fronte della
riduzione dei consumi nazionali riferita in particolare alla benzina e al GPL (-2%), le vendite sulla rete a marchio
Agip (8,76 milioni di tonnellate) sono diminuite di 130 mila tonnellate, pari all’1,5%, i cui effetti sono stati parzialmente compensati dalla maggiore efficienza della rete. La quota di mercato della rete a marchio Agip è aumentata di 0,2 punti percentuali, passando dal 29,5 al 29,7%; l’erogato medio della rete a marchio Agip (2.509 mila
litri) è rimasto sostanzialmente invariato (-0,7%).
Al 31 dicembre 2005 la rete di distribuzione in Italia era costituita da 4.349 stazioni di servizio (tutte a marchio
Agip) con una riduzione di 2.895 unità rispetto al 31 dicembre 2004 (7.244 unità) per effetto della dismissione
della IP (2.888 unità) e delle chiusure/vendite (22 unità), i cui effetti sono stati parzialmente compensati dal saldo positivo di 5 unità derivante dalla stipula/risoluzione di contratti di convenzionamento e dall’apertura di 12
nuove stazioni di servizio.
Le vendite di prodotti petroliferi sul mercato rete nel resto d’Europa (3,67 milioni di tonnellate) sono aumentate di 0,20 milioni di tonnellate rispetto al 2004, pari al 5,8%, in particolare in Germania, Spagna e Repubblica Ceca
a seguito dell’acquisto/realizzazione di stazioni di servizio e della maggiore efficienza, i cui effetti sono stati parzialmente compensati dalla flessione della domanda di carburanti. Al 31 dicembre 2005 la rete di distribuzione
nel resto d’Europa era costituita da 1.937 stazioni di servizio con un aumento di 41 unità rispetto al 31 dicembre
2004 dovuto agli acquisti di stazioni di servizio, in particolare contratti di convenzionamento, in Spagna, Francia
e Germania. L’erogato medio (2.425 mila litri) è aumentato dell’1,3%.
Le vendite di prodotti petroliferi sul mercato extrarete in Italia (10,48 milioni di tonnellate) sono diminuite di
0,22 milioni di tonnellate rispetto al 2004, pari al 2,1%, a seguito essenzialmente delle minori vendite di olio combustibile al settore termoelettrico per effetto del processo di progressiva sostituzione con il gas naturale nell’alimentazione delle centrali.
Le vendite sul mercato extrarete all’estero (4,50 milioni di tonnellate) sono diminuite di 0,80 milioni di tonnellate rispetto al 2004, pari al 15,1%, per effetto essenzialmente delle minori vendite di GPL in relazione alla dismissione delle attività in Brasile, il cui effetto è stato parzialmente compensato dalle maggiori vendite nel Resto
d’Europa, in particolare nell’Europa Centro-Orientale; flessioni si sono registrate in Germania e in Spagna.
Le altre vendite (22,93 milioni di tonnellate) sono aumentate di 0,36 milioni di tonnellate, pari all’1,6%, per effetto essenzialmente delle maggiori vendite in Italia in relazione alle forniture alla IP (+650 mila tonnellate), parzialmente assorbite dalle minori vendite a compagnie petrolifere e a trader all’estero (-305 mila tonnellate).
– 21 –
Quarto trimestre
L’utile operativo a valori correnti del quarto trimestre ammonta a 152 milioni di euro con una diminuzione di
163 milioni di euro rispetto al quarto trimestre 2004, pari al 51,7%, dovuto essenzialmente alla variazione negativa degli special item (164 milioni di euro), riferita in particolare a maggiori accantonamenti al fondo rischi di
natura ambientale e a maggiori costi assicurativi. Escluso l’impatto negativo della variazione degli special item,
l’utile operativo è sostanzialmente in linea con il quarto trimestre 2004. Hanno contribuito alla variazione in particolare: (i) la flessione del margine di raffinazione (-0,70 dollari/barile il margine sul Brent, pari al 12%) i cui effetti sono stati parzialmente compensati dall’impatto delle maggiori lavorazioni sulle raffinerie, anche a seguito
delle minori fermate per manutenzione, e dall’apprezzamento del dollaro sull’euro; (ii) i maggiori margini sull’attività di commercializzazione degli ossigenati, nonché l’aumento dell’utile dell’attività di distribuzione in
Italia, parzialmente assorbiti dalla riduzione del risultato operativo delle attività extrarete e dalle maggiori royalty
autostradali.
Gli special item del trimestre (227 milioni di euro) riguardano essenzialmente accantonamenti al fondo rischi di
natura ambientale e costi assicurativi. Nel quarto trimestre 2004 gli special item (63 milioni di euro) riguardano
essenzialmente accantonamenti al fondo rischi di natura ambientale e svalutazioni di asset.
Nel quarto trimestre 2005 le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio in Italia e all’estero (10,22
milioni di tonnellate) sono aumentate di 0,42 milioni di tonnellate rispetto al quarto trimestre 2004, pari al 4,3%,
per effetto delle maggiori lavorazioni in Italia sulle raffinerie interamente possedute e su quelle di terzi.
Nel quarto trimestre 2005 le vendite di prodotti petroliferi (13,66 milioni di tonnellate) sono aumentate di 0,23
milioni di tonnellate rispetto al quarto trimestre 2004, pari all’1,7%, a seguito essenzialmente degli incrementi
registrati nelle vendite sulla rete e sull’extrarete nel resto d’Europa (+70 mila tonnellate) e nelle vendite a compagnie petrolifere e a trader all’estero (+390 mila tonnellate), parzialmente compensati dalla riduzione nelle vendite in Italia sull’extrarete (-80 mila tonnellate) e sulla rete a marchio Agip (-60 mila tonnellate). L’impatto della
dismissione del 100% della IP con efficacia dal 1° settembre 2005 (-500 mila tonnellate sulla rete) è stato sostanzialmente compensato dalle maggiori forniture alla stessa società (+483 mila tonnellate) effettuate dall’Eni in
forza del contratto quinquennale stipulato all’atto della cessione.
Le vendite sulla rete a marchio Agip (2,20 milioni di tonnellate) sono diminuite di 60 mila tonnellate, pari al 2,7%,
a seguito della flessione dei consumi nazionali, i cui effetti sono stati parzialmente compensati dalla maggiore
efficienza.
Le vendite di prodotti petroliferi sul mercato rete nel resto d’Europa sono aumentate di 31 mila tonnellate, pari
al 3,4%, per effetto essenzialmente delle maggiori vendite in Germania e Spagna.
– 22 –
Petrolchimica
(milioni di euro)
Quarto trimestre
2004
164
(23)
141
(5)
136
2005
37
37
37
74
Var. ass.
(127)
23
(104)
42
(62)
Esercizio
Var. %
2004
Esclusione utile di magazzino
(45,6) Utile operativo adjusted
320
(43)
277
(14)
263
2005
202
(19)
183
78
261
Var. ass.
(118)
24
(94)
92
(2)
Var. %
(36,9)
(33,9)
(0,8)
2005
Il settore ha conseguito l’utile operativo a valori correnti di 183 milioni di euro con una diminuzione di 94 milioni di euro, pari al 33,9%, rispetto al 2004 dovuta essenzialmente: (i) alla variazione negativa degli special item (-92
milioni di euro) connessa alla rilevazione di oneri di ristrutturazione per la chiusura dell’impianto di Champagnier
e per rischi su contenziosi, nonché di maggiori costi assicurativi (complessivamente 78 milioni di euro); (ii) alla
flessione dei margini dei prodotti, in particolare il margine del cracker e i margini dei polietileni, per effetto dell’aumento del costo delle materie prime petrolifere non riflesso sui prezzi di vendita. Questi fattori negativi sono
stati parzialmente compensati dai maggiori volumi venduti (+3,6%) e dal miglioramento della performance industriale.
(migliaia di tonnellate)
Quarto trimestre
2004
2005
1.242
668
244
330
1.289
746
229
314
Var. ass.
47
78
(15)
(16)
Esercizio
Var. %
3,8
11,7
(6,1)
(4,8)
Vendite
Petrolchimica di base
Stirenici ed elastomeri
Polietileni
2004
2005
5.187
2.766
1.038
1.383
5.376
3.022
1.003
1.351
Var. ass.
189
256
(35)
(32)
Var. %
3,6
9,3
(3,4)
(2,3)
Nel 2005 le vendite di prodotti petrolchimici (5.376 mila tonnellate) sono aumentate di 189 mila tonnellate
rispetto al 2004, pari al 3,6%, per effetto essenzialmente delle maggiori vendite registrate nei business intermedi
(+13%), olefine (+8,8%) e aromatici (+6%), in relazione al buon andamento della domanda, alla maggiore disponibilità di prodotto e alla circostanza che nel primo trimestre del 2004 le vendite di intermedi, in particolare di
fenolo e acetone, registrarono una flessione dovuta a un incidente occorso alla banchina di Porto Torres. Questi
aumenti sono stati parzialmente assorbiti dalle diminuzioni registrate nei business: (i) elastomeri (-4,5%) per effetto essenzialmente della fermata dell’impianto di gomme policloropreniche di Champagnier; (ii) stirenici (-6,3%)
per effetto essenzialmente di fermate e di chiusure; (iii) polietileni (-2,3%), in relazione alla debolezza della domanda di LDPE e LLDPE.
Le produzioni (7.282 mila tonnellate) sono aumentate di 164 mila tonnellate rispetto al 2004, pari al 2,3%, a seguito dell’incremento registrato in particolare nella petrolchimica di base (+5%), parzialmente assorbito dalla flessione dei business stirenici ed elastomeri (-5,2%) dovuta alle fermate e chiusure di impianti. La capacità produttiva nominale è diminuita dell’1,8% rispetto al 2004 a seguito essenzialmente della revisione delle capacità nominali del cracker di Gela e della chiusura degli impianti DMC e ABS di Ravenna. Il tasso di utilizzo medio degli impianti calcolato sulla capacità nominale è aumentato di oltre tre punti percentuali, passando dal 75,2% al 78,4%, per
effetto essenzialmente delle minori fermate per manutenzioni programmate.
– 23 –
Quarto trimestre
L’utile operativo a valori correnti del quarto trimestre ammonta a 37 milioni di euro con una diminuzione di 104
milioni di euro rispetto al quarto trimestre 2004, pari al 73,9%, dovuta essenzialmente: (i) alla riduzione dei margini dei prodotti, in particolare il margine del cracker e i margini dei polietileni, per effetto dell’aumento del costo
delle materie prime petrolifere non interamente riflesso sui prezzi di vendita; (ii) alla variazione negativa degli
special item (-42 milioni di euro) connessa alla rilevazione di oneri di ristrutturazione e di maggiori costi assicurativi (37 milioni di euro). Questi fattori negativi sono stati parzialmente compensati dalla crescita dei volumi
venduti (+3,8%).
Nel quarto trimestre le vendite di prodotti petrolchimici (1.289 mila tonnellate) sono aumentate di 47 mila tonnellate rispetto al quarto trimestre 2004, pari al 3,8%, a seguito essenzialmente delle maggiori vendite della petrolchimica di base (+11,7%), in relazione al positivo andamento della domanda, parzialmente assorbite dalle flessioni registrate nei business: (i) polietileni (-4,8%) per effetto in particolare delle minori vendite di LDPE e LLDPE
in relazione alla debolezza della domanda e alla concorrenza di prodotto di importazione; (ii) stirenici ed elastomeri (-6,1%) per effetto in particolare delle fermate e chiusure di impianti e della minore disponibilità di prodotto per incidenti tecnici causati dai black-out elettrici verificatisi nel polo produttivo di Mantova.
Le produzioni (1.879 mila tonnellate) sono aumentate di 231 mila tonnellate, pari al 14%, in particolare nella
petrolchimica di base.
– 24 –
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 dell’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.
(milioni di euro)
Quarto trimestre 2005
Utile
operativo
e utile
netto
3.559
641
329
37
138
(288)
Esclusione
utile di
magazzino
(32)
(177)
(48)
31
4.399
2.105
Utile
operativo
e utile
netto
a valori
correnti
3.559
609
152
37
138
(288)
18
281
227
37
6
210
(48)
(209)
(131)
Esercizio 2005
Esclusione
special
item
(35)
31
4.190
1.974
744
422
Utile
operativo
e utile
netto
adjusted
3.577
890
379
74
144
(78)
(83)
31
4.934
2.396
Utile
operativo
e utile
netto
Utile operativo
E&P
12.574
G&P
3.321
R&M
1.857
Petrolchimica
202
Ingegneria e Costruzioni 310
Altre attività
(902)
Corporate
e società finanziarie
(391)
Eliminazione
utili interni
(141)
16.830
Utile netto
8.788
Esclusione
utile di
magazzino
(127)
(1.064)
(19)
(1.210)
(759)
Quarto trimestre 2004
Utile
operativo
e utile
netto
2.253
878
337
164
42
(84)
Esclusione
utile di
magazzino
4
(22)
(23)
(73)
34
3.551
2.109
Utile
operativo
e utile
netto
a valori
correnti
2.253
882
315
141
42
(84)
(73)
(41)
(26)
34
3.510
2.083
Utile
operativo
e utile
netto
a valori
correnti
Esclusione
special
item
Utile
operativo
e utile
netto
adjusted
12.574
3.194
793
183
310
(902)
309
337
421
78
6
646
12.883
3.531
1.214
261
316
(256)
(391)
144
(247)
(141)
15.620
8.029
1.941
1.222
(141)
17.561
9.251
Esercizio 2004
Esclusione
special
item
113
26
63
(5)
11
35
67
310
99
Utile
operativo
e utile
netto
adjusted
2.366
908
378
136
53
(49)
(6)
34
3.820
2.182
Utile
operativo
e utile
netto
Utile operativo
E&P
8.185
G&P
3.428
R&M
1.080
Petrolchimica
320
Ingegneria e Costruzioni 203
Altre attività
(395)
Corporate
e società finanziarie
(363)
Eliminazione
utili interni
(59)
12.399
Utile netto
7.059
– 25 –
Esclusione
utile di
magazzino
(12)
(393)
(43)
(448)
(281)
Utile
operativo
e utile
netto
a valori
correnti
Esclusione
special
item
Utile
operativo
e utile
netto
adjusted
8.185
3.416
687
277
203
(395)
17
32
236
(14)
12
172
8.202
3.448
923
263
215
(223)
(363)
176
(187)
(59)
11.951
6.778
631
(133)
(59)
12.582
6.645
Analisi degli special item
(milioni di euro)
Quarto trimestre
Esercizio
2004
2005
37
161
154
314
69
27
290
44
34
(29)
(47)
310
7
744
(4)
(4)
(1)
739
(317)
422
317
(218)
99
Stanziamenti per oneri ambientali
Stanziamenti a fondi rischi
Svalutazioni attività minerarie e altre svalutazioni
Sanzione antitrust
Oneri per esodi agevolati
Plusvalenze nette su razionalizzazioni portafoglio E&P
Altro
Special item dell’utile operativo
Oneri (proventi) su partecipazioni
- Plusvalenza sulla vendita del 9,054% di Snam Rete Gas
- Plusvalenza sulla vendita dell’Agip do Brasil SA
- Plusvalenza sulla vendita della IP
Altri
Totale prima delle imposte
Imposte
Totale special item
2004
2005
303
234
336
5
65
(320)
8
631
(390)
(308)
(94)
835
379
363
290
79
(5)
1.941
(137)
(139)
27
1.831
(609)
1.222
241
(374)
(133)
Utile operativo per settore e utile netto adjusted
(milioni di euro)
Quarto trimestre
2004
2005
2.366
908
378
136
53
(49)
(6)
34
3.820
2.182
3.577
890
379
74
144
(78)
(83)
31
4.934
2.396
Var. ass.
Esercizio
Var. %
1.211
51,2
(18)
(2,0)
1
0,3
(62) (45,6)
91 171,7
(29) (59,2)
(77)
..
(3)
1.114
29,2
214
9,8
2004
E&P
G&P
R&M
Petrolchimica
Altre attività
Utile netto adjusted
– 26 –
2005
8.202 12.883
3.448
3.531
923
1.214
263
261
215
316
(223)
(256)
(187)
(247)
(59)
(141)
12.582 17.561
6.645
9.251
Var. ass.
4.681
83
291
(2)
101
(33)
(60)
(82)
4.979
2.606
Var. %
57,1
2,4
31,5
(0,8)
47,0
(14,8)
(32,1)
39,6
39,2

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