Fact Book 2007 Ita

Fact Book 2007

Il Fact Book Eni è un supplemento del Bilancio consolidato e fornisce informazioni finanziarie e operative integrative allo stesso. Il Fact Book contiene dichiarazioni previsionali (forward-looking statements) relative a: piani di investimento, dividendi e riacquisto di azioni proprie, allocazione dei flussi di cassa futuri generati dalla gestione, evoluzione della struttura finanziaria, performance gestionali future, obiettivi di crescita delle produzioni e delle vendite, esecuzione dei progetti. I forward-looking statements hanno per loro natura una componente di rischiosità e di incertezza perché dipendono dal verificarsi di eventi e sviluppi futuri. I risultati effettivi potranno differire in misura anche significativa rispetto a quelli annunciati in relazione a una molteplicità di fattori, tra cui: l’avvio effettivo di nuovi giacimenti di petrolio e di gas naturale, la capacità del management nell’esecuzione dei piani industriali e il successo nelle trattative commerciali, l’evoluzione futura della domanda, dell’offerta e dei prezzi del petrolio, del gas naturale e dei prodotti petroliferi, le performance operative effettive, le condizioni macroeconomiche generali, fattori geopolitici quali le tensioni internazionali e l’instabilità socio-politica e i mutamenti del quadro economico e normativo in molti dei Paesi nei quali Eni opera, l’impatto delle regolamentazioni dell’industria degli idrocarburi, del settore dell’energia elettrica e in materia ambientale, il successo nello sviluppo e nell’applicazione di nuove tecnologie, cambiamenti nelle aspettative degli stakeholder e altri cambiamenti nelle condizioni di business, l’azione della concorrenza. 14 Aprile 2008

Eni

Exploration & Production

Gas & Power

Refining & Marketing

Ingegneria & Costruzioni

Ricerca e innovazione Tavole

2 5 9 10 11 15 38

2007 Highlight Strategie I paesi di attività Principali dati

48 49 50 51 52 63

2007 Highlight Strategie Trend del mercato del gas Le attività Principali dati

67 68 69 70 70 77

2007 Highlight Strategie Trend di mercato Le attività Principali dati

83 84 84 86 89

2007 Highlight Strategie Aree di attività Principali dati

91

Ricerca e innovazione

95 107 108 119 120

Abbreviazioni

Attività Strategie Obiettivi Principali dati

/a bbl bbl/g boe boe/g EPC EPIC Feed FPSO /g GNL GPL GWh

Dati economico-finanziari Personale Informazioni supplementari sulle attività di esplorazione e produzione Tabella di conversione dell’energia Dati infrannuali

anno barili barili/giorno barili di petrolio equivalente barili di petrolio equivalente/giorno Engineering Procurement Construction Engineering Procurement Installation Construction Front end engineering design Floating Production Storage and Offloading system giorno gas naturale liquefatto gas di petrolio liquefatto gigawattora

km ktep mc mgl mld mln n. NGL PCA PMC ppm PSA ton TWh

chilometri migliaia di tonnellate di petrolio equivalente metri cubi migliaia miliardi milioni numero Natural Gas Liquids Production Concession Agreement Project Management Consultant parti per milione Production Sharing Agreement tonnellate terawattora

E N I FAC T B O O K / E N I

Attività Strategie Obiettivi Eni è un’impresa integrata nell’energia, impegnata a crescere nell’attività di ricerca, produzione, trasporto, trasformazione e commercializzazione di petrolio e gas naturale. Nel settore Exploration & Production, Eni vanta posizioni di rilievo in alcuni dei bacini minerari più attrattivi al mondo quali il Mar Caspio, l’Africa Occidentale e Settentrionale, la Russia e il Golfo del Messico. Facendo leva sulla qualità degli asset, le relazioni di lungo termine con i principali Paesi produttori e il robusto portafoglio di progetti e di opportunità di investimento, Eni prevede di conseguire tassi di crescita delle produzioni e risultati superiori a quelli medi dell’industria, sia nel breve che nel lungo termine. Le eccellenti capacità possedute nella realizzazione di progetti core e nell’integrazione degli asset acquisiti sono alla base dei nostri ambiziosi obiettivi al 2011 e oltre, in termini di crescita delle produzioni e di rimpiazzo delle riserve. Nel settore Gas & Power, Eni è presente in tutte le fasi della catena del valore del gas: approvvigionamento, trasporto, distribuzione, vendita e GNL, attraverso un modello di business integrato unico nel suo genere. La disponibilità di un’importante capacità di generazione di energia elettrica consente a Eni di estrarre ulteriore valore dal gas, diversificando gli sbocchi commerciali. Il punto di forza del business è la capacità di generare utili e cash flow stabili e robusti. Eni è il primo operatore per vendite nel mercato europeo del gas facendo leva sui vantaggi competitivi rappresentati dalla disponibilità di gas sia da produzione sia in base a contratti di fornitura di lungo termine, dall’accesso al sistema di infrastrutture, dalle relazioni stabili con i Paesi fornitori, dall’ampio portafoglio clienti e dalla conoscenza dei mercati. Tali asset costituiscono una solida base di crescita. L’integrazione con le attività upstream consente di valorizzare le riserve equity di gas e di cogliere opportunità nel mercato del gas. Nel settore Refining & Marketing, Eni è l’operatore leader in Italia e vanta un importante posizionamento competitivo in selezionate aree di consumo in Europa. Le attività del settore Refining & Marketing costituiscono un sistema 2

integrato, grazie anche al supporto di asset di valore nella logistica, in grado di massimizzare le economie di costo e di generare soddisfacenti ritorni sul capitale investito. L’integrazione a monte con le operazioni upstream rappresenta un ulteriore vantaggio competitivo. La significativa presenza nel business dell’ingegneria e dei servizi all’industria petrolifera fornisce a Eni la disponibilità di tecnologie e di competenze distintive nella progettazione ed esecuzione di progetti complessi, rappresentando un elemento chiave a supporto della strategia di crescita e di innovazione di Eni. Il portafoglio di business Eni è unico nel panorama del settore oil & gas. Il peso relativo del business gas, che assicura a Eni un flusso significativo di utili e di cash flow sostanzialmente indipendente dai movimenti dello scenario dell’energia, bilancia la maggiore rischiosità e volatilità del business upstream. Un concetto similare vale per il business del downstream oil. Obiettivi prioritari di Eni sono il conseguimento di elevati tassi di crescita sul medio e sul lungo termine e la generazione di attrattivi ritorni per l’azionista. La strategia Eni è focalizzata su questi obiettivi e si fonda sulle seguenti linee guida: - selezionare le migliori opportunità di investimento; - perseguire l’efficienza operativa e nell’impiego del capitale; - mantenere una solida struttura finanziaria; - gestire i principali rischi aziendali; - utilizzare la leva della ricerca e dell’innovazione; - improntare la gestione del business ai più elevati valori e principi etici; - promuovere un modello di business sostenibile. Nel quadriennio 2008-2011 Eni attuerà un piano di investimenti di 49,8 miliardi, il più importante mai varato nella sua storia, a supporto della strategia di crescita dei business anche oltre il 2011. La crescita sarà sostenuta dallo sviluppo di tecnologie innovative necessarie ad acquisire e

E N I FAC T B O O K / E N I

Contributo delle divisioni Eni al risultato di Gruppo

E&P

G&P

R&M

E&C

Altri 2006

11.018  milioni

47.966  milioni

2007

17.001  milioni

100%

100%

80%

80%

60%

60%

40%

40%

20%

20%

0% -10%

10.094  milioni

59.194  milioni

15.517  milioni

Utile netto adjusted

Capitale investito netto

Flusso di cassa netto da attività di esercizio

0% Utile netto adjusted

Capitale investito netto

Flusso di cassa netto da attività di esercizio

proteggere nel tempo i vantaggi competitivi. La capacità di generare solidi cash flow consentirà a Eni di finanziare il proprio piano di investimenti e di garantire la distribuzione di attrattivi dividendi agli azionisti, anche assumendo l’indebolimento dello scenario petrolifero. In particolare, il management Eni prevede che il free cash flow atteso al 2011 possa sostenere l’attuale livello di dividendi in termini reali, anche assumendo uno scenario di prezzo del Brent inferiore ai 40 dollari/barile.

-10%

aziendale di prezzo del Brent. Sarà sviluppato il business del GNL in chiave globale con l’obiettivo di valorizzare l’ampia base di riserve di gas. Con la realizzazione dei progetti in programma, la capacità di liquefazione Eni raggiungerà 11,3 miliardi di metri cubi nel 2011 e 18,8 miliardi nel 2014 e le vendite di GNL aumenteranno da 11,7 miliardi di metri cubi del 2007 a 14,5 miliardi nel 2011 per arrivare a 25,8 miliardi nel 2014.

Gas & Power STRATEGIE E OBIETTIVI DI BUSINESS Exploration & Production Nelle attività di esplorazione e produzione Eni intende mantenere un elevato tasso di crescita organico della produzione di petrolio e di gas. L’obiettivo è di conseguire la produzione di oltre 2,05 milioni di boe/giorno nel 2011, con un tasso di crescita medio annuo nel quadriennio del 4,5%, facendo leva sullo sviluppo degli asset in portafoglio e sull’integrazione delle acquisizioni realizzate nel 2007. Eni intende mantenere un forte impegno nell’attività esplorativa, concentrando le risorse nelle aree core, dove la disponibilità di facility di produzione e le competenze esistenti consentono di ottenere sinergie nello sviluppo, e perseguendo in maniera selettiva le opportunità offerte dalle aree recentemente acquisite a elevato rischio/potenziale minerario. L’accesso a nuove riserve, la valorizzazione del potenziale minerario degli asset core e l’intensa attività di sviluppo in programma permetterà nel medio termine di traguardare l’obiettivo del rimpiazzo integrale delle riserve prodotte attraverso promozioni organiche assumendo lo scenario

La strategia Eni nel settore Gas & Power mira a incrementare le vendite di gas internazionali, difendere il business in Italia e gestire in maniera efficace i business regolati. L’obiettivo al 2011 è la vendita di 110 miliardi di metri cubi di gas, comprese le vendite upstream nel Mare del Nord e negli Stati Uniti, con un tasso di crescita medio annuo delle vendite internazionali del 9% nel quadriennio 2008-2011 ed un livello di free cash flow di circa 2,1 miliardi al 2011. L’espansione internazionale farà leva sul consolidamento delle posizioni di mercato nei Paesi europei, sui vantaggi competitivi assicurati dalla disponibilità di gas e infrastrutture e dalle partnership strategiche con i Paesi produttori, nonché sullo sviluppo del business del GNL quale chiave di accesso a nuovi mercati, in particolare quello strategico Nordamericano. Il mantenimento delle redditività sul mercato domestico farà leva sull’attuazione di un’efficace azione di marketing attraverso la focalizzazione dei clienti più profittevoli, la proposizione di un’offerta commerciale personalizzata, lo sviluppo dell’offerta congiunta di gas ed elettricità, nonché la riduzione del costo del servizio.

3

E N I FAC T B O O K / E N I

Refining & Marketing Eni intende incrementare in misura significativa la redditività del business Refining & Marketing. L’attività di raffinazione sarà rafforzata grazie a un importante piano di investimenti finalizzati a cogliere le opportunità offerte dal mercato in termini di dinamiche della domanda di prodotti, anche in relazione all’adozione di specifiche ambientali sempre più stringenti, e di crescente disponibilità di greggi pesanti e non convenzionali. Le azioni programmate prevedono di aumentare il grado di conversione degli impianti al 60% per ottenere una resa in distillati medi pari al 43% al 2011, facendo leva in particolare sulla realizzazione di nuove unità di hydrocracking nelle raffinerie di Sannazzaro e Taranto, nonché sull’avvio previsto nel 2012 di un’unità a tecnologia EST per la conversione totale del barile pesante. Inoltre sarà attuato un programma di efficienza mirato alla manutenzione, ai consumi energetici e ai servizi generali, che consentirà di ottenere un saving di circa 130 milioni al 2011. Eni intende consolidare la leadership nel mercato retail in Italia attraverso la proposizione di un’offerta competitiva in termini di qualità del servizio, carburanti premium, iniziative di fidelizzazione della clientela e format innovativi per il non-oil. In Europa Eni perseguirà una strategia di crescita selettiva focalizzando i mercati nei quali fare leva sulle economie di scala, sulle sinergie nel supply e nella logistica e sulla notorietà del brand. Le vendite rete a struttura omogenea sono previste crescere ad un tasso medio annuo del 2% nel periodo 20082011, passando da 15,1 a 16 miliardi di litri con un ero-

Obiettivi dichiarati al mercato E&P Produzione giornaliera

Ingegneria e Costruzioni Per far fronte all’incremento della domanda di impianti di perforazione e di servizi all’industria petrolifera, Saipem intende sviluppare e migliorare ulteriormente la portata geografica e le caratteristiche tecniche della propria flotta. Saipem farà inoltre leva sul posizionamento competitivo nei settori/segmenti di mercato a maggiore crescita e sul consolidamento dei rapporti con le Major e le National Oil Company.

Ricerca e innovazione L’impegno di Eni nella ricerca e nell’innovazione è rivolto in particolare a progetti di ricerca che mirano alla riduzione dei costi di esplorazione e di estrazione degli idrocarburi, all’upgrading dei greggi pesanti, alla valorizzazione del gas remoto e alla protezione dell’ambiente. L’intensa attività di ricerca e innovazione conferma la nostra strategia che vede nella tecnologia un fattore chiave per rafforzare i vantaggi competitivi nel lungo termine e per promuovere la crescita sostenibile e le partnership con i Paesi produttori. Per il prossimo quadriennio, Eni ha definito un importante piano di investimenti a supporto delle attività di ricerca e innovazione di circa 1,7 miliardi; di questi, circa 120 milioni saranno dedicati al programma “Along With Petroleum”, per l’innovazione nel campo delle energie rinnovabili, alternative e dei sistemi per l’efficienza energetica.

2007

2011

1,74 milioni di barili/giorno

>2,05 milioni di barili/giorno - c.a.g.r. 4,5% (Brent 55 $/bl al 2011) >100% in media nel quadriennio (Brent 55 $/bl al 2011) 14,5 miliardi di metri cubi

Tasso di rimpiazzo delle riserve

90%

Vendite di GNL

11,7 miliardi di metri cubi

G&P Vendite di gas nel mondo Free cash flow (1) R&M Indice di conversione delle raffinerie Lavorazioni in conto proprio in Europa (2) Vendite rete in Europa (3) Impiego della cassa Investimenti Dividendo Programma di efficienza

98,96 miliardi di metri cubi 2,1 miliardi

~110 miliardi di metri cubi - c.a.g.r. 9% delle vendite internazionali 2,1 miliardi

56 % 35 milioni di tonnellate 15,1 miliardi di litri

60% 37 milioni di tonnellate 16 miliardi di litri

43,2 miliardi (4) nel quadriennio 2007-2010 1,30 per azione

49,8 miliardi nel quadriennio 2008-2011 costante in termini reali, anche con Brent inferiore a 40 $/bl

0,5 miliardi di saving conseguiti nel biennio 2006-2007

~1,5 miliardi di savings attesi al 2011

(1) Generazione di cassa dopo gli investimenti. Dato 2007 normalizzato. (2) Su raffinerie operate e su raffinerie nelle quali Eni ha titolo a una quota di capacità. (3) Considera la dismissione della rete in Penisola Iberica. (4) Escluso il portafoglio.

4

gato medio per stazione di servizio al 2011 di 2,6 milioni di litri/anno.

E N I FAC T B O O K / E N I

Principali dati Principali dati economico-finanziari 1998

(€ milioni)

Ricavi della gestione caratteristica

1999

Italian GAAP 2000 2001

IFRS 2002

2003

2004

28.341 31.008 47.938 49.272 47.922 51.487

Utile operativo (1) Gas & Power Refining & Marketing

57.545

73.728

86.105

87.256

9.517

12.399

16.827

19.327

18.868

594

2.834

6.603

5.984

5.175

5.746

8.185

12.592

15.580

13.788

2.513

2.580

3.178

3.672

3.244

3.627

3.428

3.321

3.802

4.127

730

478

986

985

321

583

1.080

1.857

319

729

(415)

(126)

(176)

320

202

172

74

311

203

307

505

837

(362)

4

198

149

144

255

298 (214)

(293)

(395)

(934)

(622)

(444)

(168)

(199)

(143)

(168)

(196)

(281)

(363)

(377)

(296)

(217)

(59)

(141)

(133)

(26)

Altre attività Corporate e società finanziarie Eliminazione utili interni Attività in corso di dismissione

2007

8.502

Petrolchimica Ingegneria & Costruzioni

2006

5.480 10.772 10.313

3.810

Exploration & Production

2005

(57)

Utile operativo adjusted Utile netto

2.328

2.857

10.482

8.959

9.958

12.582

17.558

20.490

18.986

7.751

4.593

5.585

7.059

8.788

9.217

10.011

5.757

4.923

5.096

6.645

9.251

10.412

9.470

8.084 10.578 10.827

12.500

14.936

17.001

15.517

5.771

Utile netto adjusted Flusso di cassa netto da attività di esercizio

6.864

8.248 10.583

Investimenti

5.589

5.597

9.815 11.270

9.414 13.057

7.815

7.560

7.928

20.502

Investimenti tecnici

5.152

5.483

5.431

6.606

8.048

8.802

7.499

7.414

7.833

10.593

437

114

4.384

4.664

1.366

4.255

316

146

95

9.909

Investimenti in partecipazioni Patrimonio netto compresi gli interessi di terzi azionisti

17.390 19.749 24.073 29.189 28.351 28.318

Indebitamento finanziario netto

35.540

39.217

41.199

42.867

7.742 10.104 11.141 13.543

10.443

10.475

6.767

16.327

24.460 26.016 31.815 39.293 39.492 41.861

7.070

Capitale investito netto (1)

6.267

45.983

49.692

47.966

59.194

Exploration & Production

6.862

9.279

12.646

18.252

17.318

17.340

17.937

20.206

18.590

24.643

Gas & Power

8.289

8.481

10.721

12.777

12.488

15.617

18.387

18.978

18.906

20.516

Refining & Marketing

4.186

4.028

4.563

4.476

5.093

5.089

5.081

5.993

5.631

7.675

Petrolchimica

2.956

2.604

2.581

1.075

2.130

1.821

2.076

2.018

1.953

2.228

392

1.103

1.395

1.635

2.335

2.119

2.403

2.844

3.399

4.313

1.775

521

1.078

128

277

2

Ingegneria & Costruzioni Corporate, società finanziarie e altre attività

(91)

(125)

Eliminazione utili interni Return On Average Capital Employed (ROACE)

Reported

294

(178)

(339)

(418)

(475)

16,6

19,5

20,3

20,5

15,9

20,5

22,7

19,3

0,29

0,27

0,16

0,38

(%) 10,7

12,5

21,5

23,9

13,7

15,6

Adjusted Leverage

(95)

0,41

0,32

0,32

0,35

0,39

0,48

(1) A partire dal 1° gennaio 2006 le società consolidate Eni attive nei settori diversificati (in particolare i servizi immobiliari,i servizi assicurativi e di intermediazione finanziaria, la ricerca scientifica e la formazione) sono rappresentate nell'aggregato Corporate e società finanziarie, a eccezione della società Tecnomare rappresentata nel settore Exploration & Production (in precedenza tutte le attività diversificate erano rappresentate nell'aggregato Altre attività). L'aggregato Altre attività è costituito ad oggi dalla sola Syndial Spa che gestisce attività marginali nel settore petrolchimico e attività liquidatorie relative a business dai quali Eni è uscita in esercizi passati. I dati del 2005 sono stati riclassificati coerentemente al 2006. I dati degli esercizi precedenti non sono stati riclassificati.

Principali indicatori di mercato Prezzo medio greggio Brent dated (1)

1998 12,74

1999 17,87

2000 28,39

2001 24,46

2002 24,98

2003 28,84

2004 38,22

2005 54,38

2006 65,14

2007 72,52

Cambio medio EUR/USD (2)

1,115

1,067

0,924

0,896

0,946

1,131

1,244

1,244

1,256

1,371

Prezzo medio in euro del greggio Brent dated Margini europei medi di raffinazione (3)

11,43 1,99

16,75 1,21

30,73 3,99

27,30 1,97

26,41 0,80

25,50 2,65

30,72 4,35

43,71 5,78

51,86 3,79

52,90 4,52

5,0

3,0

4,4

4,3

3,3

2,3

2,1

2,2

3,1

4,3

Euribor - euro 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.

5

E N I FAC T B O O K / E N I

Principali dati operativi

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

(anni)

5.255 13,4

5.534 14,0

6.008 14,0

6.929 13,7

7.030 13,2

7.272 12,7

7.218 12,1

6.837 10,8

6.436 10,0

6.370 10,0

Exploration & Production Riserve certe di idrocarburi a fine periodo Vita utile residua delle riserve (a) Produzione di idrocarburi

(mln boe) (mgl boe/g)

1.038

1.064

1.187

1.369

1.472

1.562

1.624

1.737

1.770

1.736

Gas & Power Vendite delle società consolidate (include autoconsumo) Vendite delle società collegate (quota Eni)

(mld mc)

58,41

62,92

64,63

65,72

66,14

71,39

76,49

82,62

85,76

84,83

(mld mc)

0,16

0,16

0,87

1,38

2,40

6,94

5,84

7,08

7,65

8,74

Totale vendite e autoconsumi G&P

(mld mc)

58,57

63,08

65,50

67,10

68,54

78,33

82,33

89,70

93,41

93,57

Vendite gas E&P (1)

(mld mc)

4,70

4,51

4,69

5,39

Totale vendite gas mondo

(mld mc)

58,57

63,08

65,50

67,10

68,54

78,33

87,03

94,21

98,10

98,96

Trasporto di gas naturale per conto terzi in Italia

(mld mc)

6,07

6,90

Vendite di energia elettrica

(TWh)

9,45

11,41

19,11

24,63

28,26

30,22

30,90

30,89

4,77

6,55

6,74

8,65

16,95

27,56

31,03

33,19

41,27

39,99

37,73

35,43

37,69

38,79

38,04

37,15

Refining & Marketing Lavorazioni in c/proprio di prodotti petroliferi Capacità bilanciata delle raffinerie interamente possedute

(mln ton)

42,33

40,65

(mgl bbl/g)

664

664

664

664

504

504

504

524

534

544

Vendite di prodotti petroliferi

(mln ton)

54,19

51,82

53,46

53,24

52,24

50,43

53,54

51,63

51,13

50,15

Vendite rete

(mln ton)

14,37

14,21

13,92

14,11

13,71

14,01

14,40

13,72

12,48

12,65

12.984 12.489 12.085 11.707 10.762 10.647

9.140

6.282

6.294

6.441

2.470

2.486

Stazioni di servizio a fine periodo Erogato medio per stazione di servizio

(n.) (mgl litri/a)

1.512

1.543

1.555

1.621

1.674

1.771

1.970

1.926

Ordini acquisiti

(€ mln)

3.248

2.600

4.726

3.716

7.852

5.876

5.784

8.395 11.172 12.011

Portafoglio ordini a fine periodo

(€ mln)

4.934

4.439

6.638

6.937 10.065

9.405

8.521 10.122 13.191 15.390

Ingegneria & Costruzioni

Dipendenti a fine periodo

(n.)

78.906 72.023 69.969 72.405 80.655 76.521 70.348 72.258 73.572 75.862

(a) Include le vendite di gas di E&P in Europa (4,70, 4,51, 4,07 e 3,59 miliardi di metri cubi, rispettivamente nel 2004, 2005, 2006 e nel 2007) e nel Golfo del Messico (0,62 e 1,8 miliardi di metri cubi, rispettivamente nel 2006 e nel 2007).

6

E N I FAC T B O O K / E N I

Dati per azione 1998

Italian GAAP 2000 2001

1999

IFRS 2002

2003

2004

2005

2006

2007 2,73

Utile netto (1)

(€)

0,58

0,71

1,44

1,98

1,20

1,48

1,87

2,34

2,49

Dividendo

(€)

0,310

0,362

0,424

0,750

0,750

0,750

0,90

1,10

1,25

1,30

(€ mln)

1.239

1.446

1.664

2.876

2.833

2.828

3.384

4.086

4.594

4.750

Cash flow

(€)

1,72

2,06

2,65

2,07

2,76

2,87

3,31

3,97

4,59

4,23

Dividend yield (3)

(%)

2,9

3,4

3,2

5,6

5,2

5,1

4,9

4,7

5,0

5,3

Utile per ADR (4)

(USD)

1,36

1,43

2,71

3,52

2,52

3,72

4,66

5,81

6,26

7,49

Dividendo per ADR (4)

(USD)

0,64

0,47

0,72

1,48

1,71

1,83

2,24

2,74

3,14

3,56

Cash flow per ADR (4)

(USD)

4,02

4,16

4,98

3,75

5,79

7,22

8,96

9,40

11,53

11,60

Dividend yield per ADR (3)

(%)

2,6

3,2

3,0

6,2

5,8

5,0

5,0

4,7

5,0

5,3

Pay-out

(%)

53

51

29

37

62

51

48

46

50

47

Numero di azioni a fine periodo periodo rappresentative del capitale sociale (mln di azioni)

4.000,1

4.001,1

4.001,1

4.001,3

4.001,8

4.002,9

4.004,4

4.005,4

4.005,4

4.005,4

Numero medio di azioni in circolazione nell’esercizio (5) (interamente diluito) (mln di azioni)

4.000,1

4.001,3

3.995,1

3.911,9

3.826,9

3.778,4

3.771,7

3.763,4

3.701,3

3.669,2

29,2

6,0

13,1

4,3

28,5

35,3

14,8

3,1

Dividendi pagati (2)

TSR

(%)

10,1

(0,4)

(1) Calcolato sul numero medio delle azioni dell’Eni in circolazione durante l’esercizio. (2) Per esercizio di competenza. L’importo 2007 è stimato. (3) Rapporto tra dividendo di competenza e media delle quotazioni del mese di dicembre. (4) Un ADR rappresenta 2 azioni. I dati di utile e cash flow in US $ sono convertiti ai cambi medi. I dati sui dividendi in dollari sono convertiti al cambio di pagamento. (5) Calcolato con esclusione delle azioni proprie in portafoglio.

Informazioni riguardanti le azioni

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

Prezzo per azione - Borsa di Milano Massimo

(€)

13,80

12,60

14,50

15,60

17,15

15,75

18,75

24,96

25,73

28,33

Minimo Medio

(€) (€)

9,19 11,28

10,18 11,40

9,54 11,78

11,56 14,10

12,94 15,29

11,88 13,64

14,72 16,94

17,93 21,60

21,82 23,83

22,76 25,10

Fine periodo

(€)

11,21

10,88

13,64

14,05

15,15

14,96

18,42

23,43

25,48

25,05

Massimo

(USD)

73,50

69,00

64,88

69,70

82,11

94,98 126,45 151,35

67,69

78,29

Minimo

(USD)

50,50

52,38

46,56

52,50

60,90

66,15

92,35 118,50

54,65

60,22

Medio

(USD)

63,04

60,94

54,18

63,22

72,20

77,44 105,60 134,02

59,97

68,80

Fine periodo

(USD)

67,75

55,13

64,31

61,96

78,49

94,98 125,84 139,46

67,28

72,43

Prezzo per ADR (1) - New York Stock Exchange

Media giornaliera degli scambi Controvalore Numero azioni in circolazione a fine periodo (2) Capitalizzazione di borsa (3)

(mln di azioni)

11,1

12,3

17,3

17,4

19,4

22,0

20,0

28,5

26,2

30,5

(€ mln)

126,0

141,0

203,9

245,0

295,4

298,5

338,7

620,7

619,1

773,1

(mln di azioni)

4.000,1 4.001,1 3.956,7 3.846,9 3.795,1 3.772,3 3.770,0 3.727,3 3.680,4 3.656,8

EUR

(mld)

44,8

43,5

54

54

57,5

56,4

69,4

87,3

93,8

91,6

USD

(mld)

52,5

44

50,7

48,1

60,4

71,1

94,9

104,0

117,8

264,9

(1) Dal 10 gennaio 2006 il rapporto di conversione tra ADR e azioni ordinarie è 1 ADR per 2 azioni ordinarie Eni. In precedenza ogni ADR era rappresentativo di 5 azioni ordinarie Eni (2) Con esclusione delle azioni proprie in portafoglio. (3) Prodotto del numero delle azioni in circolazione a fine periodo per il prezzo di riferimento di borsa di fine periodo.

Informazioni riguardanti i collocamenti delle azioni Prezzi di collocamento Numero di azioni collocate di cui per attribuzione bonus share Percentuale del capitale sociale (1) Incasso

1995

1996

1997

1998

2001

(€/azione)

5,42

7,40

9,90

11,80

13,60

(mln di azioni)

601,9

647,5

728,4

608,1

200,1

1,9

15,0

24,4

39,6

16,2 4.596

18,2 6.869

15,2 6.714

5,0 2.721

(mln di azioni) (%) (€ mln)

15,0 3.254

(1) Riferita al capitale sociale al 31.12.2007.

7

E N I FAC T B O O K / E N I

Andamento delle quotazioni dell’azione Eni sulla Borsa di Milano (31 dicembre 2003 - 10 aprile 2008)

28



26 24 22 20 18 16 14 2004 Eni

2005 S&P MIB indicizzato alla quotazione di Eni

2006

2007

10 aprile 2008

2007

10 aprile 2008

DJ Eurostoxx indicizzato alla quotazione di Eni

Fonte: Elaborazione Eni su dati REUTERS

Andamento delle quotazioni dell’ADR Eni sulla Borsa di New York (31 dicembre 2003 - 10 aprile 2008)

$ 79 74 69 64 59 54 49 44 39 34 2004 Eni

2005 S&P 500 indicizzato alla quotazione dell’ADR Eni

Fonte: Elaborazione Eni su dati REUTERS

8

2006

ENI FAC T BOO K / EXPLORATION & PRODUCTION

Exploration & Production

Principali indicatori di performance

2004

2005

2006

2007

15.346

22.531

27.173

27.278

Utile operativo

8.185

12.592

15.580

13.788

Utile operativo adjusted

8.202

12.903

15.763

14.051

Utile netto adjusted

4.033

6.186

7.279

6.491

Investimenti tecnici

4.853

4.965

5.203

6.625

499

656

1.348

1.659

17.937

20.206

18.590

24.643

22,7

32,4

37,5

30,0

Ricavi (a)

(€ milioni)

di cui: ricerca esplorativa (b) Capitale investito adjusted netto a fine periodo ROACE adjusted

(%)

Prezzi medi di realizzo - Petrolio e condensati

($/bbl)

34,73

49,09

60,09

67,70

- Gas naturale

($/kmc)

137,58

158,94

187,25

191,37

- Idrocarburi

($/boe)

30,40

41,06

48,87

53,17

(migliaia di barili/giorno)

1.034

1.111

1.079

1.020

Produzioni (c) - Petrolio e condensati - Gas naturale - Idrocarburi

(milioni di metri cubi/giorno)

96

102

112

116

(migliaia di boe/giorno)

1.624

1.737

1.770

1.736

Riserve certe (c) (d) - Petrolio e condensati

(milioni di barili)

4.008

3.773

3.481

3.219

(miliardi di metri cubi)

522

498

480

512

(milioni di boe)

7.218

6.837

6.436

6.370

(anni)

12,1

10,8

10,0

10,0

Tasso di rimpiazzo all sources delle riserve a criteri SEC (e)

(%)

91

43

38

38

Tasso di rimpiazzo all sources delle riserve comprese entità all’equtiy (d)

(%)

91

40

38

90

(numero)

7.477

8.030

8.336

9.334

- Gas naturale - Idrocarburi Vita utile residua delle riserve certe

Dipendenti a fine periodo

(a) Prima dell’eliminazione dei ricavi infrasettoriali. (b) Include bonus esplorativi. (c) Include la quota Eni delle joint venture e collegate valutate con il metodo del patrimonio netto. (d) Include il 30% delle riserve delle tre società russe del gas ex-Yukos acquisite al 60% nel 2007 e per le quali è stata attribuita a Gazprom l’opzione d’acquisto del 51% che se esercitata ridurrebbe la quota Eni al 30%. In considerazione della call option attribuita a Gazprom, anche le riserve relative al 20% posseduto in OAO Gazprom Neft non sono state incluse. (e) Determinato solo per le società consolidate.

9

ENI FAC T BOO K / EXPLORATION & PRODUCTION - H I G H L I G H T

2007 Highlight ACCORDO SUL PROGETTO DI SVILUPPO DI KASHAGAN • Il 14 gennaio 2008 i partner del consorzio North Caspian Sea Production Agreement (NCSPSA) e il Governo della Repubblica del Kazakhstan hanno firmato un Memorandum of Understanding che pone termine al contenzioso che si è aperto nell’agosto 2007 in merito alle condizioni e ai diritti di sviluppo e di sfruttamento di Kashagan. L’accordo ridefinisce l’equilibrio economico del contratto tenuto conto del mutato contesto di mercato e conferisce stabilità al progetto di sviluppo che continuerà a giocare un ruolo fondamentale nel futuro di Eni. ACCORDI IN VENEZUELA • Il 15 febbraio 2008 Eni e le Autorità venezuelane hanno raggiunto l’accordo risolutivo della disputa sul giacimento di Dación oggetto di esproprio da parte della compagnia di Stato PDVSA il 1° aprile 2006. In base ai termini dell’accordo, Eni riceverà un indennizzo in denaro in linea con il valore di libro dell’asset espropriato. Eni ritiene che questo accordo contribuisca a rafforzare la collaborazione con PDVSA. • In tale ambito, il 29 febbraio 2008 Eni ha firmato con la compagnia di Stato PDVSA un accordo strategico per lo sviluppo di un’area petrolifera nella Faja dell’Orinoco. L’accordo riguarda il blocco Junin 5 su un’area di circa 670 chilometri quadrati, con risorse potenziali di oltre 2,5 miliardi di barili di olio pesante. Al completamento degli studi e definizione del piano di sviluppo, il progetto sarà realizzato tramite una Impresa Mista composta da PDVSA (60%) e Eni (40%). Eni intende mettere a disposizione la propria esperienza e tecnologia per massimizzare la valorizzazione dell’olio pesante. In particolare sarà resa disponibile la tecnologia proprietaria EST (Eni Slurry Technology) in grado di convertire completamente gli oli pesanti in prodotti leggeri di elevata qualità. RISULTATI FINANZIARI • L’utile netto adjusted di €6.491 milioni ha registrato una flessione di €788 milioni rispetto al 2006 (-10,8%) per effetto del peggioramento della performance operativa dovuto all’apprezzamento dell’euro sul dollaro, alla crescita dei costi e ai minori volumi. • Il ROACE adjusted è pari al 30% nel 2007, in diminuzione rispetto al 2006 (37,5%). • I prezzi di realizzo in dollari degli idrocarburi sono aumentati in media dell’8,8% rispetto al 2006, sostenuti da quelli dei greggi che sono aumentati in misura leggermente superiore al marker di mercato Brent per

10

effetto della contrazione del differenziale di prezzo tra greggi leggeri e pesanti. PORTAFOGLIO • Sono stati acquisiti asset petroliferi nel Golfo del Messico da Dominion Resources e nell’onshore del Congo da Maurel & Prom con un investimento di €4,52 miliardi. Nel 2008 questi asset sono previsti produrre circa 100 mila barili/giorno a scenario Eni. • Nell’ambito della procedura di liquidazione della società russa Yukos, Eni in partnership con Enel (60% Eni, 40% Enel) ha rilevato il 100% delle società OAO Artic Gas Company, ZAO Urengoil Inc e OAO Neftegaztechnologia che possiedono circa 2,5 miliardi di barili di risorse prevalentemente a gas in quota Eni (calcolate al 30% nell’assunzione che Gazprom eserciti l’opzione di acquisto sul 51% delle tre società). Nella stessa transazione, Eni ha anche rilevato il 20% di OAO Gazprom Neft. Gazprom ha l’opzione per l’acquisto dell’intero 20% di OAO Gazprom Neft. L’operazione ha comportato un investimento complessivo di €3,73 miliardi in quota Eni. • È stato definito con la società di Stato libica NOC un accordo minerario di valenza strategica che rafforza il posizionamento competitivo Eni in un Paese chiave per l’accesso alle risorse. I principali punti dell’accordo sono l’estensione della durata contrattuale dei titoli minerari Eni, al 2047 per le proprietà a gas e al 2042 per quelle a olio, e il lancio di progetti industriali finalizzati allo sviluppo di importanti riserve di gas e all’esplorazione offshore. I relativi accordi entreranno in vigore il 1° gennaio 2008. • Nel novembre 2007 Eni ha perfezionato i termini dell’OPA amichevole per cassa sulla totalità delle azioni rappresentative del capitale della compagnia britannica indipendente Burren Energy plc, per un valore complessivo di circa €2,4 miliardi. Gli asset acquisiti comprendono giacimenti in produzione nel Turkmenistan e in Congo, dove Burren è partner di Eni nei principali titoli minerari acquisiti da Maurel & Prom, nonché licenze esplorative in Egitto, Yemen e India. Tali asset producono attualmente oltre 25 mila barili/giorno. L’11 gennaio 2008 Eni ha dichiarato l’offerta incondizionata e a fine febbraio possedeva il 96,9% del capitale azionario. • È stato definito un gas sale agreement tra il consorzio che opera il giacimento Karachaganak (cooperato da Eni con il 32,5%) e una joint venture tra le società di Stato russa e kazakha (Gazprom e KazMunaiGaz) che pone le basi dell’ulteriore sviluppo delle riserve di gas del giacimento. • È stata acquistata una partecipazione del 13,6% nel consorzio Angola LNG impegnato nella realizzazione di un impianto di liquefazione del gas in grado di processare 28,3 milioni di metri cubi/giorno di gas

ENI FAC T BOO K / EXPLORATION & PRODUCTION - H I G H L I G H T

naturale con una produzione di 5,2 milioni di tonnellate/anno di GNL e altri prodotti. • Con l’acquisto della quota del 70%, è stato conseguito il 100% della titolarità e l’operatorship del giacimento di petrolio Nikaitchuq in Alaska. L’avvio della produzione è atteso a fine 2009. • In esito alla partecipazione ad una gara internazionale sono stati ottenuti 26 blocchi esplorativi nel Golfo del Messico. L’acreage acquisito possiede un potenziale minerario significativo ed è localizzato in prossimità di infrastrutture Eni in produzione. • È stato firmato un accordo con la società di Stato algerina Sonatrach per il rinnovo della concessione di sviluppo e di coltivazione del Blocco 403 (Eni 50%) che nel 2007 ha fornito circa il 14% della produzione Eni nel Paese. PRODUZIONE • La produzione di idrocarburi è stata di 1,736 milioni di barili di petrolio equivalente (boe)/giorno, in riduzione dell’1,9% rispetto al 2006 a causa essenzialmente di declini produttivi dei campi maturi, dell’effetto prezzo nei Production Sharing Agreement (PSA) e di eventi e situazioni contingenti in Nigeria, Mare del Nord e Venezuela. Tali effetti negativi sono stati parzialmente compensati dal contributo degli asset acquisiti nel Golfo del Messico e in Congo, nonché dalla crescita organica registrata in particolare in Libia, Egitto e Kazakhstan. Assumendo un prezzo medio del Brent di $55 per barile nella determinazione degli entitlement dei PSA, la produzione risulta in linea con il 2006. • Nel prossimo quadriennio Eni prevede un tasso di crescita medio del 4,5% con l’obiettivo di superare i 2,05 milioni di boe/giorno nel 2011 a scenario Eni, con un prezzo del Brent di $55 per barile, facendo leva sull’integrazione degli asset acquisiti e sulla crescita organica.

RISERVE • Le riserve certe di idrocarburi al 31 dicembre 2007 determinate sulla base del prezzo di fine esercizio di $96,02 per barile per il marker Brent ammontano a 6,37 miliardi di boe (-1% rispetto al 2006) e includono la quota del 30% delle riserve delle tre società russe del gas ex-Yukos acquisite al 60%, in considerazione del probabile esercizio dell’opzione di acquisto attribuito a Gazprom sul 51% di tali società. Il tasso di rimpiazzo all sources è del 90% con un indice di vita utile residua di 10 anni. Il tasso di rimpiazzo delle riserve calcolato a criteri SEC, che considera le promozioni all sources delle sole società consolidate, è stato del 38%. • Nel medio termine Eni intende conseguire un tasso di rimpiazzo delle riserve prodotte superiore al 100% facendo leva sul contributo degli asset acquisiti e sul significativo potenziale minerario delle aree core di Eni del Mar Caspio, dell’Africa Occidentale, dell’Africa Settentrionale e del Mare del Nord. INVESTIMENTI DI ESPLORAZIONE E SVILUPPO • Nel 2007 sono stati investiti €1.659 milioni (+23% rispetto al 2006) per l’esecuzione di un’intensa campagna esplorativa nelle aree di consolidata presenza con il completamento di 81 nuovi pozzi esplorativi (43,5 in quota Eni), oltre a 28 pozzi in progress a fine esercizio, con un tasso di successo commerciale del 40% (38% in quota Eni). Le principali scoperte sono state registrate in Angola, Brasile, Congo, Egitto, Indonesia, Nigeria, Norvegia, Pakistan, Regno Unito, Golfo del Messico e Alaska. La superficie acquisita si estende per circa 26.000 chilometri quadrati (in quota Eni, di cui il 95% in qualità di operatore). • Sono stati investiti €4.788 milioni (+32% rispetto al 2006) nello sviluppo delle riserve di petrolio e gas, in particolare in Kazakhstan, Angola, Egitto, Italia e Congo.

Strategie Eni vanta posizioni di rilievo in alcuni dei bacini minerari più attrattivi al mondo quali il Mar Caspio, l’Africa Occidentale e l’Africa Settentrionale. Facendo leva sulla qualità degli asset, le relazioni di lungo termine con i principali Paesi produttori e il robusto portafoglio di progetti e di opportunità di investimento, Eni prevede di conseguire tassi di crescita delle produzioni e risultati superiori a quelli medi dell'industria, sia nel breve che nel lungo termine. Le eccellenti capacità possedute nella realizzazione di progetti core e nell'integrazione degli asset acquisiti sono alla base dei nostri ambiziosi obiettivi al 2011 e oltre, in termini di crescita delle produzioni e di rimpiazzo delle riserve. In linea con la natura di lungo termine del business, le strategie del settore Exploration & Production si confermano stabili nel tempo: ■ ■ ■ ■

Mantenere un elevato tasso di crescita della produzione Assicurare la sostenibilità del business nel medio-lungo termine focalizzando il rimpiazzo delle riserve prodotte Sviluppare nuovi progetti per alimentare la crescita Sviluppare il business del GNL

11

ENI FAC T BOO K / EXPLORATION & PRODUCTION - S T R AT EG I E

Per l’attuazione di queste strategie Eni intende investire nel prossimo quadriennio €29,8 miliardi a supporto della crescita organica e delle iniziative di esplorazione. Inoltre saranno investiti €3,7 miliardi per lo sviluppo della capacità di stoccaggio, di trasporto e la realizzazione di infrastrutture di produzione di GNL attraverso entità collegate.

MANTENERE UN ELEVATO TASSO DI CRESCITA NELLA PRODUZIONE La strategia Eni punta alla crescita della produzione con ritorni in aumento. L’attuazione di tale strategia farà leva sulla qualità degli asset Eni ai quali saranno applicate le tecnologie e le competenze di eccellenza possedute per massimizzare il recupero commerciale degli idrocarburi. Le risorse Eni sono concentrate in alcuni dei bacini minerari con i più elevati tassi di crescita al mondo nei quali Eni vanta un solido posizionamento competitivo e relazioni stabili con i Paesi detentori delle riserve. Il portafoglio minerario Eni è ben bilanciato tra produzioni mature e progetti in stadi più o meno avanzati di sviluppo con significative potenzialità di crescita. Le produzioni mature comprendono la maggior parte degli asset in produzione in Italia e Mare del Nord e in alcune aree di Egitto e Libia. I principali driver della crescita al 2011 e a più lungo termine saranno i progetti di sviluppo delle riserve di petrolio nel Mar Caspio, Angola, Congo e Alaska e di gas in Libia, Russia, Delta del Nilo e Nigeria. La realizzazione dei progetti pianificati, la massimizzazione del tasso di recupero delle riserve e l’estensione della vita utile dei long-life field richiedono un’intensa attività di investimento. Nel 2007 Eni ha investito €4,8 miliardi per lo sviluppo di nuovi progetti e per massimizzare la performance dei giacimenti in produzione attraverso interventi di workover e di perforazione di pozzi di infilling. Nel quadriennio 2008-2011, Eni prevede di investire €25,1 miliardi per supportare la crescita organica. PRODUZIONE: 2007 E OUTLOOK La produzione di idrocarburi è stata di 1,736 milioni di boe/giorno, in riduzione dell’1,9% rispetto al 2006 per effetto essenzialmente dei declini produttivi di campi maturi, dell’effetto prezzo nei PSA e degli impatti di eventi e situazioni contingenti in Nigeria, Mare del Nord e Venezuela. Tali effetti negativi sono stati parzialmente compensati dal contributo degli asset acquisiti nel Golfo del Messico e in Congo, nonché dalla crescita organica registrata in particolare in Libia, Egitto e Kazakhstan. La quota di produzione estera sul totale raggiunge l’88% (87% nel 2006). Tra i principali progetti avviati alla produzione nel 2007 si segnalano: (i) San Jacinto (Eni 53,3%, operatore), Q (Eni 50%) e Spiderman (Eni 36,7%), parte del gruppo degli asset

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acquisiti nel Golfo del Messico, con una produzione di 25 mila boe/giorno; (ii) Marimba nel Blocco 15 (Eni 20%) con picco produttivo di 39 mila barili/giorno (7 mila in quota Eni) atteso nel 2008; (iii) Blane (Eni 18%) e West Franklin (Eni 21,87%) nel Mare del Nord con picco produttivo dei due giacimenti di 4 mila boe/giorno in quota Eni. Nel medio termine Eni conferma il suo impegno a mantenere un elevato tasso di crescita della produzione con l’obiettivo di conseguire il livello produttivo di oltre 2,05 milioni di boe/giorno al 2011, corrispondente a un tasso di incremento medio annuo del 4,5%, sulla base dello scenario aziendale di prezzo del Brent di $55 per barile al 2011. L’andamento della produzione si conferma positivo fino al 2014, con un tasso di crescita medio annuo del 3% assumendo un prezzo del Brent di lungo termine di $50 per barile in termini reali 2011. Il target produttivo sarà conseguito facendo leva sullo sviluppo degli asset in portafoglio e sull’integrazione di quelli recentemente acquisiti: • avvio di nuovi giacimenti in particolare in Russia, Angola, Kazakhstan e Alaska, per molti dei quali l’attività di sviluppo è in corso, per altri è attesa a breve la project sanction o la finalizzazione dell’attività esplorativa; • estensione della vita utile dei long life field, quali in particolare Karachaganak in Kazakhstan, il Western Libyan Gas project, Val d’Agri in Italia, Forcados in Nigeria, M’boundi in Congo e, in prospettiva, Kashagan; • sviluppo del GNL per valorizzare l’ampia base di riserve gas in particolare in Nigeria, Egitto, Angola e, nel lungo termine, in Libia.

ASSICURARE LA SOSTENIBILITÀ DEL BUSINESS NEL MEDIO-LUNGO TERMINE ATTRAVERSO IL RIMPIAZZO DELLE RISERVE Eni pone particolare attenzione al rimpiazzo delle riserve prodotte per assicurare la sostenibilità del business nel medio-lungo termine. A tal fine Eni intende: • ottimizzare il portafoglio di asset in produzione mediante la focalizzazione sulle aree core, l’individuazione di opportunità strategiche e il disinvestimento degli asset marginali; • perseguire il bilanciamento del portafoglio esplorativo tra iniziative nelle aree di presenza consolidata e in nuove aree a elevato rischio/potenziale minerario.

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Nel 2007 Eni ha incrementato di 5,1 miliardi di barili la propria resource base per effetto delle acquisizioni realizzate in Russia, Golfo del Messico, Congo, Angola e Alaska, che hanno contribuito con 4 miliardi di barili, e del successo esplorativo che ha consentito di aggiungere 1,1 miliardi. In particolare, nel quadriennio 2004-2007 le riserve esplorative scoperte sono state di circa 3,24 miliardi di barili, 810 milioni di barili in media annua, superiore alla produzione complessiva nello stesso periodo. Le nuove risorse scoperte provengono sia dai paesi di presenza consolidata, quali Nigeria, Angola, Egitto e Kazakhstan, sia dalle nuove aree di frontiera quali il Mar di Barents e l’offshore ultra profondo del Golfo del Messico. A 28 miliardi di barili assumendo lo scenario di prezzo aziendale di lungo termine, la resource base di Eni assicurerà oltre 43 anni di produzione ai tassi attuali. Nel medio termine Eni intende conseguire un tasso di rimpiazzo delle riserve prodotte superiore al 100% sulla base dello scenario di prezzo aziendale facendo leva sul contributo degli asset acquisiti e sul significativo potenziale minerario delle aree core di Eni del Mar Caspio, dell’Africa Occidentale, dell’Africa Settentrionale e del Mare del Nord. L’esplorazione giocherà un ruolo cruciale nell’ampliamento della resource base Eni sia nel supporto alla crescita produttiva sia nell’accesso a nuove opportunità. Per questo nell’attività esplorativa si concentrerà l’attenzione di Eni nei prossimi anni. Nel 2007 sono stati investiti €1.659 milioni (+23% rispetto al 2006) per l’esecuzione di un’intensa campagna esplorativa con il completamento di 81 pozzi esplorativi (43,5 in quota Eni) e un tasso di successo commerciale a criteri SEC del 40% (38% in quota Eni), e l’acquisizione di permessi esplorativi nelle aree di presenza consolidata di Congo, Norvegia, Nigeria, Pakistan, Regno Unito, Golfo del Messico e Alaska, per una superficie complessiva di circa 26.000 chilometri quadrati (95% in qualità di operatore). Nel prossimo quadriennio, Eni ha in programma di investire €4,7 miliardi nelle iniziative esplorative. Eni intende: • valorizzare il patrimonio di asset nelle aree core; infatti il 70% degli investimenti sarà concentrato in 10 paesi; • avviare le attività di ricerca nelle aree di recente acquisizione ad elevato rischio/elevato potenziale minerario; • ottimizzare il portafoglio titoli; • valutare in maniera selettiva le opportunità al fine di migliorare il costo di produzione Eni a vita intera. In particolare, gli investimenti esplorativi nelle aree di presenza consolidata consentono di ottenere importanti sinergie nella successiva attività di sviluppo facendo leva sull’applicazione delle competenze esistenti e sulla disponibilità di facility di produzione. Parallelamente, Eni perseguirà in maniera selettiva le opportunità offerte dalle nuove aree ad

elevata potenzialità mineraria, high risk/high reward. Al 31 dicembre 2007 il portafoglio minerario Eni consiste in 1.220 titoli (in esclusiva o in compartecipazione) per l’esplorazione e lo sviluppo localizzati in 36 Paesi dei cinque continenti per una superficie complessiva in quota Eni di 394.490 chilometri quadrati di cui 37.642 relativi a permessi di sviluppo. Gli investimenti realizzati negli ultimi quattro anni hanno consentito di rinnovare circa il 70% del portafoglio di titoli esplorativi. Inoltre le acquisizioni del 2007 in Russia, Golfo del Messico e Congo hanno contribuito a incrementare il grado di diversificazione del portafoglio minerario complessivo di Eni, garantendo una maggiore esposizione a Paesi con un più contenuto profilo di rischio.

SVILUPPO DEL BUSINESS GNL Continuerà l’impegno Eni nel processo di crescita del business del GNL in chiave globale con l’obiettivo di: (i) valorizzare l’ampia base di riserve di gas attraverso la commercializzazione sui mercati strategici di Nord America ed Europa; (ii) aumentare la produzione in aeree ad alto potenziale e contenuto costo di produzione. Sono previsti rilevanti investimenti sia nello sviluppo con l’obiettivo di incrementare le forniture di gas equity agli impianti di liquefazione, sia nella partecipazione a iniziative di espansione della capacità di liquefazione a supporto dello sviluppo nel business. A fine 2007, la capacità di liquefazione Eni è di 9,6 miliardi di metri cubi, concentrata principalmente in Nigeria, Egitto, Australia e Indonesia, ed è prevista crescere a 11 miliardi entro il 2011 per superare i 18 miliardi di metri cubi entro il 2014. Le forniture di gas sono previste crescere da 4,6 miliardi di metri cubi nel 2007 fino a 7,3 miliardi al 2011 per conseguire i 14,6 miliardi entro il 2014. Per assicurare gli sbocchi commerciali, Eni intende acquisire capacità di rigassificazione nei mercati chiave di Europa e Stati Uniti. La descrizione delle principali iniziative upstream nel business GNL è riportata nella sezione successiva “I Paesi di Attività”; si rimanda inoltre al settore Gas & Power per la descrizione delle principali iniziative nella fase di rigassificazione.

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PRINCIPALI START-UP 2008-2011 anno

quota Eni

Operatore

Produzione di picco al 100%

X

20 mila boe/giorno

Algeria Rom Integrated

2010

Angola Mondo

2008

20%

100 mila boe/giorno

Saxi-Batuque

2008

20%

100 mila boe/giorno

2009

100%

Australia Blacktip

X

14 mila boe/giorno

Congo Awa Paloukou

2008

90%

X

14 mila boe/giorno

M'Boundi water injection

2009

81%

X

35 mila boe/giorno

M'Boundi Gas

2010

100%

X

22 mila boe/giorno

Denise

2008

50%

X

Taurt

2008

50%

Seth

2010

50%

Damietta, Treno 2

2011

Egitto 38 mila boe/giorno 38 mila boe/giorno 25 mila boe/giorno 130 mila boe/giorno

Italia Val d'Agri, Fase 2

2011

60,77%

X

20 mila boe/giorno

2011

16,8%

X

450 mila boe/giorno

X

29 mila boe/giorno

Kazakhstan Kashagan, Fase 1 Nigeria Bonny GNL, Treno 6

2008

Oyo

2009

40%

90 mila boe/giorno

Bonga NW

2011

12,5%

Tyrhians

2009

6,2%

90 mila boe/giorno

Morvin

2010

30%

45 mila boe/giorno

Goliat

2011

65%

X

83 mila boe/giorno

Marulk

2011

20%

X

30 mila boe/giorno

2008

40%

X

5,5 mila boe/giorno

Burghley

2009

21,9%

17 mila boe/giorno

Jasmine

2011

33%

94 mila boe/giorno

2010

29,4%

24 mila boe/giorno

Norvegia

Pakistan Badhra Regno Unito

Russia Russia, Fase 1

X

150 mila boe/giorno

Stati Uniti Oooguruk

2008

30%

Nikaitchuq

2009

100%

X

18 mila boe/giorno 26 mila boe/giorno

Longhorn

2009

75%

X

29 mila boe/giorno

Thunderhawk

2010

25%

2009

100%

X

13 mila boe/giorno

100%

X

35 mila boe/giorno

36 mila boe/giorno

Tunisia Baraka & Maamoura Turkmenistan Nebit Dag Venezuela Corocoro

14

2008

26%

66 mila boe/giorno

ENI FAC T BOO K / EXPLORATION & PRODUCTION - PAE SI DI AT TIVITÀ

I PAESI DI ATTIVITA’

Nel medio termine, nonostante il declino naturale dei giacimenti maturi, la produzione è prevista stabile grazie alla crescita attesa in Val d’Agri, ai progetti di sviluppo in corso e alle iniziative programmate di mantenimento della produzione di gas naturale.

ITALIA Eni opera in Italia dal 1926. Nel 2007 la produzione di petrolio e gas naturale in quota Eni è stata di 212 mila boe/giorno. L’attività è condotta nel Mare Adriatico, nell’Appennino centro-meridionale, nell’onshore e nell’offshore siciliano e nella Val Padana per una superficie complessiva di 25.991 chilometri quadrati (20.664 in quota Eni). Le attività di esplorazione e produzione sono regolate da contratti di concessione.

Mare Adriatico Produzione I giacimenti del Mare Adriatico hanno fornito nel 2007 il 30% della produzione Eni in Italia. I principali sono Barbara (4,4 milioni di metri cubi/giorno), Angela-Angelina (1,8 milioni di metri cubi/giorno), Porto Slovenia

Lecco

Varese Como

Bergamo Biella

D

Novara Vercelli

Verona

F

J

B

6 K H

Pavia

AG Mantova

N 3

Piacenza

2 O

Asti

Rovigo

14 Ferrara X

Parma

Bologna U m

20

0m

La Spezia Massa Carrara

2

0 00

m

100

0m

Mar Adriatico

AQ AJ AO BB BE AK BF AA BD AZ AE AN AB V Ravenna AL AP AT AD CI AM AU BA Forlì AV BC AR CD AC AI Rimini CE CG

Pistoia Lucca

16

CB 15

W

T

Genova 50 m

CH

AS

S

7

Y Z

Reggio Emilia Modena

8

Mar Ligure

CF

P

R

100

Croazia

AX

AH CC 13

Alessandria

Savona

12

11 AF

M

G

10

Venezia

Padova

L

Lodi

4

Trieste

Vicenza

Brescia

Milano

A 5

1

Treviso ITALIA

E

S. Marino

Pesaro

50 m

CA

0

25

AW AY

Giacimenti di olio/gas

Giacimenti di gas

15

50 Km

ENI FAC T BOO K / EXPLORATION & PRODUCTION - PAE SI DI AT TIVITÀ

16

Produzione Eni è operatore in 15 concessioni di coltivazione nell’onshore e nell’offshore siciliano. I principali giacimenti sono Gela, Ragusa, Giaurone, Fiumetto e Prezioso che nel 2007 hanno prodotto il 9% della produzione Eni in Italia. Nel 2007 è stato avviato il pozzo Fiumetto 1 con una produzione di 600 boe/giorno. Le altre attività dell’anno hanno riguardato interventi di workover, infilling e upgrading delle facility sui giacimenti Gela e Gagliano per il recupero del potenziale minerario residuo. Sviluppo Le principali iniziative in corso riguardano i giacimenti onshore Pizzo Tamburino (gas) e Tresauro (petrolio). Lo sviluppo di Pizzo Tamburino prevede la perforazione di due pozzi produttori (uno completato AA

aro CA

CB

Croatia

CC

Ancona

AB

2

Mar Mediterraneo m

Produzione Eni è operatore della concessione Val d’Agri (Eni 60,77%) in Basilicata, risultante dall’unificazione delle concessioni Volturino e Grumento Nova a fine 2005. La produzione proveniente dai giacimenti Monte Alpi, Monte Enoc e Cerro Falcone è alimentata da 22 pozzi produttori dei 47 previsti dal progetto di sviluppo approvato ed è trattata presso il centro olio di Viggiano della capacità di trattamento di 104 mila barili/giorno di petrolio. Il petrolio attraverso un oleodotto della lunghezza di 136 chilometri è lavorato presso la raffineria Eni di Taranto. Nel 2007 la concessione ha prodotto 106 mila boe/giorno (65 mila in quota Eni), rappresentando il 31% della produzione Eni in Italia. Le attività dell’anno hanno riguardato l’avanzamento del programma di perforazione e l’adeguamento delle facility di produzione. È stata completata la prima fase di sviluppo delle riserve gas del permesso Candela con l’avvio della produzione al livello di 100 mila metri cubi/giorno attraverso il collegamento temporaneo alle facility di trasporto esistenti. Sviluppo Il principale progetto in corso riguarda il giacimento a petrolio e gas naturale Miglianico, nell’onshore abruzzese. Tre pozzi di sviluppo già perforati saranno collegati a una centrale di trattamento del petrolio in corso di realizzazione per la successiva consegna alle strutture logistiche del settore Refining & Marketing. Il gas sarà immesso tramite un raccordo nella rete nazionale di trasporto. Lo start-up è previsto nel secondo semestre del 2009 con un picco produttivo di 7 mila boe/giorno. Le principali iniziative sui temi a gas riguardano i giacimenti Annamaria e Capparuccia. Il progetto di sviluppo di Annamaria prevede la perforazione di 6 pozzi con il collegamento tramite le facility esistenti alla centrale di Fano. Lo start-up è atteso nel secondo semestre del 2009 con un picco produttivo di 4 mila boe/giorno. Le attività previste su Capparuccia riguardano la perforazione di un secondo pozzo produttivo e la realizzazione di una nuova centrale di trattamento. Lo start-up è atteso nel 2009.

Sicilia

CD

C

CE

A B D

200 0m

Appennino centro-meridionale

Esplorazione L’attività esplorativa ha avuto esito positivo con la scoperta a gas nell’onshore abruzzese con il pozzo Colle Sciarra 1.

100

Garibaldi (1,6 milioni di metri cubi/giorno) e Cervia (1,3 milioni di metri cubi/giorno). Nel 2007 è stato avviato il giacimento a gas Tea – Arnica – Lavanda con un picco produttivo di 1,2 milioni di metri cubi/giorno. Il gas prodotto è inviato alla centrale di Ravenna Mare. Nell’anno è stata effettuata un’intensa attività sidetrack e di infilling per il recupero del potenziale minerario residuo dei principali giacimenti, in particolare Cervia, Barbara, Bonaccia ed Emma. Saranno finalizzati nel 2008 gli interventi su Fratello, Luna, Squalo e Giovanna. Esplorazione L’attività esplorativa ha riguardato l’accertamento del potenziale minerario residuo dell’area.

AC E

CF AD AE

3

F

0m

200

CG

CH

4

AF 5

Pescara AG 6 CI 7 AH

L'Aquila

100 m

CJ AI

50 m

9 CK AJ Frosinone na

CL CM

AK AM

AL Benevento Caserta Avellino Napoli Salerno

AN AO CO

CN 0 Potenza

Gasdotti Giacimenti di gas Giacimenti di olio/gas

25

50 Km

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nel 2007) che saranno collegati attraverso una condotta lunga 16 chilometri alla centrale di Gagliano. Il primo pozzo eroga con una portata di 1.000 boe/giorno; il secondo è previsto in produzione a fine 2009. Il recupero delle riserve residue di petrolio di Tresauro avverrà attraverso la perforazioni di due pozzi che saranno collegati all’impianto di trattamento di Ragusa, con un incremento produttivo di circa 1.000 boe/giorno. Esplorazione L’attività esplorativa ha riguardato i temi gas dell’onshore.

Pianura Padana Produzione I giacimenti a gas dell’area hanno fornito nel 2007 il 3% della produzione Eni in Italia. Le attività dell’anno hanno riguardato essenzialmente interventi di ottimizzazione sui giacimenti Tribiano e Cascina Cardana attraverso attività di sidetrack e di upgrading delle facility.

AFRICA SETTENTRIONALE Algeria Eni è presente in Algeria dal 1981; nel 2007 la produzione di petrolio e gas in quota Eni è stata di 88 mila boe/giorno. L’attività è concentrata nell’area Bir Rebaa nel deserto sahariano Sud-Orientale nei seguenti blocchi di esplorazione e sviluppo: a) i Blocchi 403a/d (Eni 100%); b) i Blocchi in produzione 401a/402a (Eni 55%); c) i Blocchi 403 (Eni 50%) e 404a (Eni 12,25%); d) i Blocchi in fase di sviluppo 212 (Eni 22,38%) e 208 (Eni 12,25%). La superficie complessiva è di 11.432 chilometri quadrati (3.041 in quota Eni). Le attività di esplorazione e produzione di Eni in Algeria sono regolate da contratti di Production Sharing Agreement e di concessione. Nel medio termine la produzione di petrolio Eni nel Paese è attesa in leggera flessione a seguito del declino dei giacimenti maturi.

ma di sviluppo prevede la realizzazione di un nuovo centro olio con una capacità di trattamento di 32 mila barili/giorno e l’iniezione in giacimento di acqua e del gas attualmente bruciato al centro satellite di ROM con il progressivo abbattimento fino al 90% circa dei volumi bruciati, come previsto dalle leggi applicabili. Lo start-up è atteso nel 2011. BLOCCHI 401a/402a La produzione dell’area è fornita principalmente dai giacimenti Rod e satelliti. Nel 2007 ha rappresentato circa il 22% della produzione Eni nel Paese. Sono in corso interventi di infilling nell’area in produzione per il mantenimento del plateau produttivo. BLOCCO 403 La produzione dell’area è fornita principalmente dai giacimenti BRN, BRW e BRSW. Nel 2007 ha rappresentato circa il 14% della produzione Eni nel Paese. L’attività esplorativa dell’area rimane intensa. Nell’ottobre 2007 Eni e la compagnia di stato Sonatrach hanno firmato l’accordo per il rinnovo della concessione di sviluppo e produzione del Blocco. BLOCCO 208 È localizzato a sud dell’area di Bir Rebaa. Il piano di sviluppo di questo Blocco in sinergia con lo sfruttamento di aree adiacenti di altri operatori, El Merk Sinergy, è il principale progetto in corso in Algeria. Il piano prevede la costruzione di una Central Production Facility (CPF) unificata. Lo start-up è previsto dopo il 2011. Nell’anno l’attività di ingegneria di base è stata completata.

EKT Condensati e GPL via pipeline a Gassi Touill

EMN BLOCCHI 403a/d Produzione La produzione dell’area è fornita principalmente dai giacimenti HBN e Rom e satelliti. Nel 2007 ha rappresentato circa il 23% della produzione in quota Eni nel Paese. Sviluppo È in corso il progetto di sviluppo integrato delle riserve di Rom e satelliti (Zea, Zek e Rec) a seguito della rivalutazione del potenziale minerario dell’area. Attualmente la produzione è raccolta presso la Central Production Facility di Rom e inviata all’impianto di trattamento di Bir Rebaa North nel Blocco 403. Il program-

EMK EMK unificato con il blocco 405

EME

Blocco 208

CPF EOR Blocco 212

IAN

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Egitto Eni è presente in Egitto dal 1954 ed è il primo operatore internazionale di idrocarburi con una produzione nel 2007 di 586 mila boe/giorno (238 in quota Eni) per una superficie complessiva di 24.443 chilometri quadrati (14.469 chilometri in quota Eni). Le principali attività produttive Eni sono condotte nella concessione Belayim (Eni 100%), nel Golfo di Suez con produzione di petrolio e condensati, nelle concessioni del delta del Nilo di North Port Said (ex Port Fouad; Eni 100%), Baltim (Eni 50%, operatore), Ras el Barr (Eni 50%) ed el Temsah (Eni 50%, operatore) con produzione prevalentemente a gas. Nel 2007 la produzione di queste concessioni ha rappresentato il 90% della produzione in quota Eni del Paese. Le attività di esplorazione e produzione di Eni in Egitto sono regolate da contratti di concessione e da Production Sharing Agreement (PSA). Nel prossimo quadriennio la produzione di idrocarburi di Eni nel Paese è prevista in crescita per effetto dello sviluppo delle riserve gas, a fronte del declino produttivo

Golfo di Suez A Abu Rudeis/Sidri

A

Feiran B Belayim Belayim Land Marine C

Penisola del Sinai

1

El Tur

Ras Gharra D 24

EGITTO

South Ghara E 3 E E Shoab Ali F Hilal 2 20 0m Ashrafi

Mar Rosso

Al Ghurdaqah

0

20

40 Km

dei giacimenti maturi di petrolio. L’Egitto si confermerà tra i primi Paesi produttori di Eni con circa 240 mila boe/giorno attesi nel medio termine. GOLFO DI SUEZ Produzione La produzione dell’area è fornita principalmente dal giacimento Belayim, la prima grande scoperta a olio nel Paese, che ha prodotto 51 mila barili/giorno in quota Eni nel 2007. Altre attività produttive sono condotte nella concessione di Ashrafi che nel 2007 ha prodotto 3 mila barili/giorno. Sviluppo Sono in corso attività di sviluppo nell’area occidentale della concessione Ashrafi con completamento sottomarino e collegamento di nuovi pozzi alle facility esistenti delle quali è previsto l’upgrading. Esplorazione L’attività esplorativa è finalizzata al recupero del potenziale minerario residuo dell’area. Nel 2007 sono state effettuate scoperte near field nel permesso offshore Belayim Marine. A fine anno sono in progress 2 pozzi. DELTA DEL NILO North Port Said Produzione Nel 2007 la produzione della concessione è stata di 11 milioni di metri cubi/giorno in quota Eni. Nel 2007 è stato avviato il giacimento Semman collegato attraverso sealine alle piattaforme di produzione esistenti. La produzione di regime è attesa in circa 1,3 milioni di metri/cubi giorno in quota Eni. Parte della produzione della concessione è destinata all’impianto di NGL (liquidi da gas naturale) di proprietà United Gas Derivatives Co (Eni 33%) della capacità di trattamento di 31 milioni di metri cubi di gas/giorno e una produzione annua di 365 mila tonnellate di propano, 283 mila tonnellate di GPL e 1,8 milioni di barili di condensati. Sviluppo Le iniziative in corso hanno l’obiettivo di mantenere la produzione di gas sul livello attuale. È in corso il recupero del potenziale minerario residuo del giacimento Faryouz attraverso attività di side track e l’upgrading delle facility per ampliare la capacità di trattamento a 0,5 milioni di metri cubi/giorno di gas e 1.000 barili/giorno di condensati. Proseguono i lavori di potenziamento del terminale di el Gamil per incrementare la capacità di compressione a supporto della produzione di el Temsah e di Ras el Barr. BALTIM Produzione Nel 2007 la produzione della concessione è stata di 3 milioni di metri/cubi giorno in quota Eni. RAS EL BARR Produzione La concessione comprende i tre giacimenti Ha’py, Akhen e Taurt. Nel 2007 la produzione è stata di 5 milioni di metri cubi/giorno in quota Eni.

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Sviluppo Le iniziative in corso hanno l’obiettivo di mantenere il plateau produttivo corrente. È in sviluppo il giacimento Taurt con l’obiettivo di recuperare 25,2 miliardi di metri cubi di riserve. Il progetto, con start-up atteso nel secondo semestre del 2008, prevede la perforazione di pozzi produttori con completamento sottomarino che saranno collegati tramite sealine e ombelicali all’impianto di trattamento onshore esistente. EL TEMSAH Produzione Nel 2007 la produzione a gas e liquidi è stata di 48 mila boe/giorno in quota Eni per effetto dell'entrata a regime della produzione delle piattaforme Temsah – 4 e Temsah NW2. Sviluppo Le attività di sviluppo hanno l’obiettivo di raggiungere un livello produttivo di 171 mila boe/giorno (51 mila in quota Eni) nel 2008. Il giacimento Denise è in sviluppo in due fasi: (i) perforazione di quattro pozzi produttori che saranno collegati alla piattaforma esistente Temsah NW 2 di cui è previsto il potenziamento;

Mar Mediterraneo

U

(ii) perforazione di ulteriori quattro pozzi produttori che saranno collegati alla piattaforma dedicata Denise B. Lo start-up produttivo è atteso entro il primo semestre del 2008. ESPLORAZIONE NEL DELTA DEL NILO L’area presenta un importante potenziale minerario essenzialmente a gas obiettivo di un’intensa campagna di esplorazione e di appraisal. L’attività esplorativa ha avuto esito positivo in particolare con la significativa scoperta di Satis-1 (Eni 50%) che ha rinvenuto gas a una profondità di oltre 6.500 metri. I successi esplorativi dell’area sono completati dalle scoperte di Andaleeb-1 e Aten-1. A fine anno sono in progress 4 pozzi. WESTERN DESERT Altre attività produttive sono condotte nel Western Desert, in particolare nei permessi di sviluppo di Meleiha (Eni 56%) e West Razzak (Eni 80%) prevalentemente di petrolio. Nel 2007 le concessioni localizzate nel Western Desert hanno fornito l’8% della produzione in quota Eni del Paese. L’attività esplorativa ha dato risultati positivi con scoperte near field nei permessi di Meleiha e West Razzak e nel permesso esplorativo di East Obayed (Eni 100%) con il pozzo Faramid-1. A fine anno è in progress 1 pozzo.

T

1

A Baltim N.E. 2 Baltim N. B C

Tuna M Ha'py J L Denise 200 m N O Akhen Temsah Wakar Q S P 3 Karous Barracuda Nouras Darfeel Port Fouad Dumyat

Baltim E.

D Baltim S. W. Abu Madi E F E G Abu Madi/El Qar'a H East Delta K East Delta S. I Beni Suef El Mansura

4

3

V

5 Lake Manzala

Port Said

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Nord Sinai

Tanta

Shibin el Kom

Ismailia

Zagzig

Benha

EGITTO

Ni

lo

CAIRO Suez Golfo di Suez

Gasdotti

0

20

40 Km

EGITTO GNL Eni attraverso la collegata Unión Fenosa Gas partecipa nell’impianto di liquefazione del gas naturale di Damietta della capacità di 5 milioni di tonnellate annue di GNL, corrispondenti alla carica di 7,6 miliardi di metri cubi di gas/anno. Eni fornisce circa 1,5 miliardi di metri cubi/anno di gas naturale estratto nel delta del Nilo per venti anni. Le forniture all’impianto GNL saranno assicurate dallo sviluppo delle riserve dei due giacimenti di Taurt e Denise che assicureranno 23 mila boe/giorno di feed gas. I partner del progetto stanno pianificando il raddoppio della capacità dell’impianto con avvio nel 2011. Eni assicurerà 2,5 miliardi di metri cubi/anno di gas al secondo treno per vent’anni. Le riserve destinate ad alimentare il secondo treno, comprese le quote addizionali previste dalle leggi applicabili per far fronte alle esigenze dei consumi interni del Paese, sono state identificate. Il progetto è previsto ottenere la ratifica da parte delle competenti autorità egiziane entro il primo semestre del 2008.

Libia Eni è presente in Libia dal 1959; nel 2007 la produzione di idrocarburi in quota Eni è stata di 252 mila boe/giorno (di cui il 56% di liquidi). L’attività produttiva è condotta nell’offshore mediterraneo di fronte a Tripoli e nel deserto libico per una superficie complessiva di circa 37.749 19

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chilometri quadrati (33.289 chilometri in quota Eni). Nell’ottobre 2007 Eni e la società petrolifera di Stato NOC hanno perfezionato un accordo minerario strategico che estende la durata dei titoli minerari Eni nel Paese fino al 2042 per le proprietà a olio e al 2047 per quelle a gas, e lancia progetti industriali di grande valenza. L’accordo consente a Eni di pianificare a lungo termine lo sviluppo dei long-life field ai quali applicare le proprie tecniche avanzate per la massimizzazione del recupero di idrocarburi. I progetti individuati riguardano il rilancio dell’attività esplorativa nelle aree a maggior potenziale e la valorizzazione di ulteriori riserve di gas naturale attraverso il potenziamento del gasdotto Greenstream di 3 miliardi di metri cubi/anno e la realizzazione di un impianto di liquefazione da 5 miliardi di metri cubi annui equivalenti di GNL destinato al mercato mondiale. Gli asset in produzione e sviluppo posseduti da Eni sono stati raggruppati in base all’accordo in sei aree contratItalia

Grecia

Mar Mediterraneo

Tunisia Bouri Bahr Essalam

1

TRIPOLI Al Khums Misratah

Az Zawiyah

Gharian A1

Darnah

Golfo della Sirte

Benghazi

Ajdabiya Ghadamis

Egitto

6

Al Wafa

Sabha El Feel

tuali (onshore e offshore) regolate secondo lo schema di Production Sharing Agreement (PSA). Nell’onshore sono state individuate: (i) l’Area A comprendente la exConcessione 82 (Eni 50%); (ii) l’Area B, ex-Concessione 100 e il giacimento NC 125 (Eni 50%); (iii) l’Area E con il Blocco NC 174 (Eni 33,3%); (iv) l’Area F con il Blocco NC 118 (Eni 50%). L’offshore comprende: (i) l’Area C con il giacimento a olio di Bouri (Eni 50%); (ii) l’Area D con i Blocchi NC41 e NC169 (onshore) che alimentano il Western Libyan Gas Project (Eni 50%). Nella fase esplorativa, Eni è operatore di quattro Blocchi onshore localizzati nel bacino del Murzuk (161/1, 161/2&4, 176/3) e nell’area di Kufra (186/1,2,3 & 4). Nel prossimo quadriennio la crescita attesa derivante dallo sviluppo delle strutture attigue ai giacimenti del Western Libyan Gas Project sarà in parte assorbita dal declino dei giacimenti maturi. Con circa 250 mila boe/giorno previsti nel medio termine, il Paese diventerà primo produttore di idrocarburi Eni. AREA A L’area situata nel deserto libico Centro - Orientale comprende cinque giacimenti la cui produzione, avviata nel 1984, è trattata presso le facility del vicino giacimento Bu Attifel (Area B). Nel 2007 la produzione da questi giacimenti è stata di circa 15 mila barili/giorno (circa 7,5 mila in quota Eni). Per i prossimi anni è stata pianificata un’intensa attività di esplorazione per valorizzare il potenziale residuo dell’area. La perforazione esplorativa in corso nell’area ha avuto esito positivo con il pozzo di scoperta YY1-82 che ha rinvenuto mineralizzazioni a petrolio ad una profondità di circa 5.000 metri.

8 Murzuq

LIBIA 2

3 3

Rimal 7

4

Algeria

Bu Attifel 8 UU-82 8

8

5 5

5 5

Nigeria Sudan Chad

0

20

20

40 Km

AREA B L’area situata nel deserto libico Centro - Orientale comprende il giacimento a liquidi e gas Bu Attifel, scoperto nel 1967 e in produzione nel 1972, e il giacimento minore NC 125. Nel 2007 la produzione dell’area è stata di 104 mila barili/giorno (52 mila in quota Eni). È in corso un’intensa attività di perforazione di pozzi di infilling per il recupero del potenziale minerario residuo del giacimento, che sarà sostenuto anche attraverso l’upgrading dell’impianto di compressione gas nel medio termine. AREA C Produzione L’area è situata nell’offshore mediterraneo di fronte a Tripoli. Il giacimento a olio di Bouri, scoperto nel 1976, nel 2007 ha fornito circa 56 mila barili/giorno (circa 17 mila in quota Eni). Lo sfruttamento avviene mediante due piattaforme di produzione collegate ad un’unità FSO della capacità di stoccaggio di circa 1,5 milioni di barili.

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Sviluppo È stato avviato il progetto per la valorizzazione del flaring gas. Il gas e i condensati saranno inviati tramite condotte sottomarine alla vicina piattaforma Sabratha. Sono in corso studi per lo sviluppo delle riserve residue del giacimento attraverso attività di perforazione nell’area occidentale del reservoir oltre alla sostituzione della FSO attualmente utilizzata. AREA D Produzione L’area comprende il Blocco offshore NC41 e quello onshore NC169 sviluppati congiuntamente nell’ambito del Western Libyan Gas Project (Eni 50%). La produzione è fornita: (i) dal giacimento Wafa avviato nel settembre 2004, che nel 2007 ha prodotto 136 mila boe/giorno di liquidi e gas naturale (80 mila in quota Eni); (ii) dal giacimento Bahr Essalam, avviato nell’agosto 2005, che nel 2007 ha prodotto 136 mila boe/giorno di liquidi e gas naturale (81 mila in quota Eni). La produzione è trattata presso le facility di Wafa e l’impianto costiero di Mellitah collegato tramite pipeline a Wafa e alla piattaforma di produzione Sabratha installata su Bahr Essalam. Il gas prodotto dai due giacimenti è esportato in Europa attraverso il gasdotto GreenStream. Nel 2007 i volumi esportati sono stati di 8,85 miliardi di metri cubi, corrispondenti all’82% della produzione complessiva di gas dei due giacimenti. Ulteriori 0,83 miliardi di metri cubi sono stati venduti sul mercato libico per la generazione di energia elettrica. Sviluppo Sono previsti interventi di upgrading degli impianti e delle facility del progetto finalizzate in particolare, nel breve termine, all’aumento delle esportazioni di gas di 1 miliardo di metri cubi/anno a partire dal 2009 e al mantenimento del profilo produttivo di petrolio presso Wafa. Esplorazione L'attività esplorativa ha avuto esito positivo con il pozzo di scoperta U1-NC41 che ha rinvenuto mineralizzazioni a petrolio e gas. AREA E Produzione Nell’area situata nella zona desertica SudOccidentale a circa 800 chilometri da Tripoli, è in produzione il giacimento El Feel (Elephant) che nel 2007 ha prodotto circa 140 mila barili/giorno (circa 15 mila in quota Eni). Il petrolio viene trattato presso le facility del campo e poi inviato tramite oleodotto all’impianto costiero di Mellitah per il trattamento finale e l’esportazione. Sviluppo Sono state avviate le attività di mantenimento del plateau produttivo che prevedono l’applicazione di tecniche di recupero assistito (water injection). AREA F Nel Deserto libico Occidentale è in corso lo sviluppo del giacimento A-NC118 a seguito della dichiarazione di scoperta commerciale a fine 2006. E’ prevista una fase di

early production con l’impiego di attrezzature a noleggio. La produzione sarà convogliata agli impianti di Wafa e Mellitah per le fasi di trattamento ed esportazione. Il programma prevede anche la fase successiva a quella di natural depletion con l’applicazione delle tecniche di recupero assistito (Water Alternative Gas Injection) per mantenere la capacità produttiva.

Tunisia Eni è presente in Tunisia dal 1961; nel 2007 la produzione in quota Eni è stata di 16 mila boe/giorno. L’attività è concentrata nell’offshore mediterraneo di fronte ad Hammamet e nelle aree desertiche del sud, per una superficie complessiva di 6.464 chilometri quadrati (2.274 chilometri in quota Eni). Le attività di esplorazione e produzione di Eni nel Paese sono regolate da contratti di concessione e Production Sharing Agreement. Produzione La produzione giornaliera è fornita principalmente dai blocchi onshore di Adam (Eni 25%, operatore), Oued Zar (Eni 50%, operatore), MLD (Eni 50%) e El Borma (Eni 50%). Le attività dell’anno hanno riguardato interventi di workover per ottimizzare la produzione delle concessioni Oued Zar, Adam e Larich. Nel corso dell’anno è stato sanzionato lo sviluppo del giacimento offshore Maamoura, con start-up produttivo di 7 mila boe/giorno in quota Eni, atteso nel 2009. Esplorazione L’attività esplorativa rimane intensa. In particolare le principali scoperte sono state effettuate: nel permesso Adam con i pozzi esplorativi mineralizzati a petrolio di Karma-1 e Ikhil-1 e a gas di Nadir-1; nel permesso Bordj el Khadra con la scoperta a gas di Nakhil 1. I pozzi sono stati allacciati alle facility di produzione esistenti. Nella concessione Larich (Eni 50%), il pozzo esplorativo Larich SW-1 ha rinvenuto una mineralizzazione a petrolio e gas. Nel medio termine la produzione è attesa in crescita a seguito dello sviluppo delle recenti scoperte.

AFRICA OCCIDENTALE Angola Eni è presente in Angola dal 1980; nel 2007 la produzione di petrolio in quota Eni è stata di 136 mila boe/giorno. L’attività è concentrata nell’offshore convenzionale e profondo per una superficie complessiva di 20.527 chilometri quadrati (3.570 in quota Eni). I principali blocchi produttivi partecipati da Eni sono: (i) il Blocco 0 (Eni 9,8%) nell’offshore di fronte a Cabinda; (ii) le Development Areas dell’ex Blocco 14 (Eni 20%) nell’offshore 21

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profondo a Ovest del Blocco 0; (iii) le Development Areas dell’ex Blocco 15 (Eni 20%) nell’area offshore profondo del bacino del Congo. Eni partecipa anche in altre concessioni minori, in particolare in alcune aree del Blocco 3 (con quote comprese tra il 12% e il 15%) e nella 14K/A IMI Unit Area (Eni 10%). Nella fase esplorativa Eni è operatore con il 35% del Blocco 15/06 e partecipa nel Blocco 3/05-A con il 12% . Le attività di esplorazione e produzione di Eni in Angola sono regolate da contratti di concessione e da Production Sharing Agreement (PSA). Nel prossimo quadriennio il contributo dei progetti in fase di sviluppo consentirà di compensare il declino dei campi maturi. Il Paese si confermerà tra i primi produttori Eni con circa 130 mila barili/giorno di petrolio attesi nel medio termine. BLOCCO 0 Produzione Il Blocco 0 è suddiviso nelle due aree A e B. Nel 2007 la produzione totale del Blocco è stata di 397 mila barili/giorno (39 mila in quota Eni). La produzione 50

Pointe-Noire

m

10 0 m

m

m

m

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0 20

500

10

1500 m

A

Wamba Banzala N'sano Takula Caconga Lomba Lifua Numbi Malongo N. Belize N'sangui Benguela Vuko Tomboco N P 3 Nemba Kungulo Kuito Malongo S. 3 B Vanza 1 Lifuma Lianzi Lobito Limba Bomboco NG Kali CABINDA R Landana 1 B Matala Kokongo Sanha Mafumeria Kambala 3 H Tombua Minzu N'dola N'kassa Livuite Gas O Gabela 1 E M'bili Livuite Oil S Sanzamo D N'tene

Oceano Atlantico 2000 m

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ANGOLA Cabinda

Xikomba Bavuca Mondo Vicango

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Repubblica Democratica del Congo

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100

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20

40 Km

di petrolio dell’area A, fornita principalmente dai giacimenti Takula e Malongo, è stata di 22 mila barili/giorno in quota Eni. La produzione dell’Area B è stata di 17 mila barili in quota Eni, proveniente dai giacimenti di Bomboco, Kokongo, Lomba, N’Dola, Nemba e Sanha. Sviluppo È in corso lo sviluppo del giacimento Banzala su cui è stata installata la prima delle due piattaforme di produzione previste con first oil nel giugno 2007. La seconda piattaforma è stata avviata all’inizio del 2008. Il picco produttivo di 27 mila barili/giorno (3 mila in quota Eni) è atteso nel 2009. Nell’ambito delle attività di riduzione del flaring gas, è in fase di completamento il progetto di reiniezione in giacimento su Nemba. Il progetto con avvio atteso nel primo trimestre 2008 comprende la perforazione dei tre pozzi per la gas injection e l’ammodernamento della piattaforma di produzione. Si stima una riduzione dei volumi bruciati di circa l’85%. Esplorazione Il programma esplorativo approvato per il 2008 prevede la perforazione di 3 pozzi e l’acquisizione di rilievi sismografici 3D sull’intera area. BLOCCO 3 Produzione Il Blocco 3 è suddiviso in tre aree produttive. Nel 2007 la produzione complessiva dell’area è stata di circa 92 mila barili/giorno (circa 6 mila in quota Eni). BLOCCO 14 Produzione Nel 2007 le Development Areas dell’ex Blocco 14 hanno prodotto 194 mila barili/giorno (31 mila in quota Eni) rappresentando il 23% della produzione Eni nel Paese. Si tratta di una delle aree più prolifiche dell’offshore dell’Africa Occidentale, annoverando a oggi 9 scoperte commerciali. I principali giacimenti del Blocco sono Kuito in produzione dal 1999 con 4 mila barili/giorno in quota Eni nel 2007 e Benguela-Belize/LobitoTomboco avviati nel 2006 che nel 2007 hanno fornito 27 mila barili giorno in quota Eni. Lo sviluppo di questi quattro giacimenti è ancora in corso con l’obiettivo di raggiungere il picco produttivo di 160 mila barili/giorno (20 mila in quota Eni) nel 2009. Lo sfruttamento avviene attraverso una Complied Piled Tower dotata di facility di trattamento per Benguela/Belize e un sistema sottomarino di collegamento per Lobito/Tomboco. Sviluppo Lo sviluppo dei giacimenti di petrolio Landana e Tombua, scoperti rispettivamente nel 1997 e nel 2001, prevede la realizzazione di una Complied Piled Tower dotata di facility di trattamento con l’obiettivo di recuperare 320 milioni di barili. Attualmente è in produzione l’area Nord di Landana collegata alle facility di Benguela/Belize-Lobito/Tombolo. Il picco produttivo di 130 mila barili/giorno (23 mila in quota Eni) è atteso nel

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2009 con la finalizzazione del programma di perforazione dei 46 pozzi produttori previsti. Il gas associato sarà reiniettato nei reservoir del Blocco 0. Esplorazione L’attività esplorativa ha avuto esito positivo con il pozzo di appraisal della scoperta Lucapa e con i pozzi di scoperta Menongue-1 e Malange-1 mineralizzati a petrolio. A N G O L A BB CPT Terminale di Malongo

East Kokongo Pipeline esistente per l’esportazione Ø 24" - 43 miglia

Landana-Tombua CPT

Pipeline per l’esportazione del petrolio Ø 18" - 16,2 miglia

PROGETTO ANGOLA LANDANA TOMBUA BLOCCO 14

BLOCCO 15 Produzione Nel 2007 le Development Areas dell’ex Blocco 15 hanno prodotto 540 mila barili/giorno (56 mila in quota Eni). È considerata l’area con il più elevato potenziale minerario dell’offshore dell’Africa Occidentale con riserve recuperabili di petrolio stimate in 2,55 miliardi di barili. I principali giacimenti in produzione localizzati nell’area di scoperta denominata Kizomba sono: (i) Hungo/Chocalho, avviati nell’agosto 2004 nell’ambito della fase A di sviluppo delle riserve di Kizomba; (ii) Kissanje/Dikanza, avviati nel luglio 2005 nell’ambito della fase Kizomba B. Lo sfruttamento dei giacimenti avviene attraverso l’impiego di unità FPSO. Nel 2007 i quattro giacimenti hanno prodotto complessivamente 540 mila barili/giorno (56 mila in quota Eni), corrispondenti al plateau. Nel medio termine il mantenimento del plateau produttivo dell’area sarà assicurato dal progressivo sviluppo delle scoperte satelliti. In tale ambito, nel settembre 2007 è stato avviato il giacimento Marimba con riserve recuperabili di petrolio stimate in 80 milioni di barili; mediante la perforazione di cinque pozzi (tre produttori e due di water injection) collegati alle facility di produzione di Kizomba A. Il picco produttivo di 39 mila barili/giorno (7 mila in quota Eni) è atteso nel 2008. Altro importante giacimento del Blocco 15 è Xikomba che nel 2007 ha prodotto 2 mila barili giorno in quota Eni. Sviluppo Sono in sviluppo i giacimenti Mondo e Saxi/Batuque, nell’ambito della fase C del piano di messa

in produzione delle riserve di Kizomba. Per il giacimento Mondo, con riserve recuperabili di 278 milioni di barili, lo schema di progetto prevede l’installazione di una FPSO della capacità di trattamento di 100 mila barili/giorno e di stoccaggio di 1,7 milioni di barili e la perforazione di 17 pozzi (10 produttori, 7 di iniezione di acqua/gas). Per i giacimenti Saxi/Batuque, con riserve recuperabili di 305 milioni di barili, lo schema di progetto prevede l’installazione di una FPSO della capacità di trattamento di 100 mila barili/giorno e di stoccaggio di 2,2 milioni di barili e la perforazione di 19 pozzi (9 produttori, 10 di iniezione di acqua/gas). L’avvio della produzione di Mondo è avvenuto nei primi giorni del 2008, per Saxi/Batuque è previsto nel terzo trimestre 2008. Il picco produttivo di 100 mila barili/giorno per entrambi i progetti (18 mila in quota Eni) è atteso nel 2008 per Mondo e nel 2009 per Saxi/Batuque. Esplorazione Sono in corso attività di appraisal delle scoperte Clochas e Mavacola, satelliti di Kizomba, al fine di pianificarne lo sviluppo. BLOCCO 15/06 Esplorazione Nel 2007 le attività hanno riguardato l’acquisizione di rilievi sismografici nell’area sud-est e studi preliminari per pianificare gli obiettivi delle attività di perforazione esplorativa che sarà avviata nel 2008. ANGOLA GNL Nel 2007 è stata acquistata la partecipazione del 13,6% nel consorzio Angola LNG Limited (A-LNG) per la realizzazione di un impianto di liquefazione del gas in grado di processare 28,3 milioni di metri cubi/giorno producendo 5,2 milioni di tonnellate/anno presso Soyo, circa 300 chilometri a nord di Luanda. Il progetto, approvato dalle competenti autorità angolane, tratterà in 30 anni circa 300 miliardi di metri cubi di gas proveniente dai giacimenti offshore o bruciato in atmosfera. Il progetto presenta pertanto anche un’importante valenza ambientale. Il gas naturale liquefatto è destinato al mercato statunitense e sarà rigassificato presso l’impianto di Pascagoula, nel Golfo del Messico, del quale Eni acquisirà una quota di capacità di rigassificazione di circa 5,6 miliardi di metri cubi/anno. Inoltre è stato costituito tra gli stessi partner del progetto un consorzio per la valutazione e l’esplorazione di riserve di gas da destinare alla realizzazione di un secondo treno di trattamento. Eni con il 20% svolgerà il ruolo di partner tecnico.

Congo Eni è presente in Congo dal 1968, nel 2007 la produzione

in quota Eni è stata di 69 mila boe/giorno. L’attività è condotta nell’offshore convenzionale e profondo di fronte a

23

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Pointe Noire e nell’onshore per una superficie complessiva di 11.099 chilometri quadrati (4.905 in quota Eni). L’acquisizione degli asset petroliferi della Maurel & Prom perfezionata nel maggio 2007 con un investimento di circa €1 miliardo ha consentito a Eni di espandere in misura significativa la propria presenza nel Paese contribuendo con circa 9 mila boe/giorno in media 2007. I giacimenti operati da Eni nel Paese sono Zatchi (Eni 65%) e Loango (Eni 50%), i blocchi produttivi Marine VI (Eni 65%) e Marine VII (Eni 35,75%) e gli asset acquisiti da Maurel & Prom di M’Boundi (Eni 43,1%) e Kouakouala A (Eni 66,67%). Nel 2008 il working interest di Eni nell’importante giacimento M’Boundi passerà all’80,1% a seguito dell’acquisizione di Burren Energy. Altre significative aree in produzione sono i permessi partecipati di Pointe Noire Grand Fonde (Eni 35%) e Pex (Eni 35%). Nella fase esplorativa Eni partecipa nei blocchi dell’offshore profondo Mer Très Profonde Nord (Eni 40%, operatore), Mer Très Profonde Sud (Eni 30%), Marine X (Eni 72%, operatore) e Le Kouilou (Eni 48%, operatore) nell’onshore.

CONGO

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Oceano Atlantico

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20

40 km

Le attività di esplorazione e produzione di Eni in Congo sono regolate da Production Sharing Agreement (PSA). Nel medio termine la produzione di petrolio di Eni è prevista in crescita fino a raggiungere il target di 140 mila barili/giorno nel 2011 per effetto dell’integrazione e sviluppo degli asset acquisiti da Maurel & Prom e Burren Energy e degli altri progetti in corso. Produzione La produzione è fornita principalmente dai giacimenti Zatchi (16 mila boe/giorno) e Loango (10 mila boe/giorno); Tchibuela e Yanga/Sendji nel permesso Pointe Noire Grand Fonde (complessivamente 14 mila boe/giorno); e dai giacimenti situati nei permessi produttivi Marine VI (circa 11 mila boe/giorno) e Marine VII (3 mila boe/giorno). Nell’anno sono stati effettuati interventi di sidetrack e infilling per mantenere i profili produttivi. I giacimenti acquisiti nel 2007 di M’Boundi e Kouakouala A producono attualmente circa 41 mila barili/giorno complessivamente. Eni partecipa con il 50% alla centrale termoelettrica di Djeno della potenza di 25 megawatt, alimentata con il gas associato del giacimento Kitina (nel permesso Marine VII). La centrale di Djeno, avviata nel 2002, rappresenta il primo esempio di valorizzazione del gas associato in Congo. Sviluppo Sono in sviluppo i giacimenti Awa Paloukou (Eni 90%) e Ikalou-Ikalou Sud (Eni 100%) situati rispettivamente nei permessi Marine X e Madingo. Il programma di sviluppo di Awa Paloukou prevede l’installazione di una piattaforma di produzione, la perforazione di 7 pozzi produttori e il collegamento al terminale di Djeno. Per il giacimento Ikalou-Ikalou Sud, lo schema di progetto prevede l’installazione di 2 piattaforme e la perforazione di 6 pozzi. Lo start-up produttivo è atteso, per i due giacimenti, nel 2008. Il picco produttivo di 13 mila boe/giorno in quota Eni per i due giacimenti è previsto nel 2009. Eni sta riesaminando lo schema produttivo di M’Boundi per programmare l’applicazione delle proprie avanzate tecniche di recupero assistito e la valorizzazione economica del gas flaring. In tale ambito, nel dicembre 2007 è stato firmato l’accordo relativo allo sfruttamento del gas associato di M’Boundi che sarà utilizzato, a partire dal secondo semestre del 2008, per il raddoppio dell’esistente centrale di Djeno e per alimentare una nuova centrale elettrica che Eni costituirà presso il terminale di Djeno con start-up atteso a fine 2009. Questi progetti consentono di qualificare le iniziative Eni di riduzione dei gas serra ai fini dell’implementazione del Protocollo di Kyoto e di contribuire allo sviluppo sostenibile dei Paesi partner. Esplorazione L’attività esplorativa ha avuto esito positivo nel permesso Mer Très Profonde Sud con le scoperte a olio Persée Nord Est-1 e Cassiopèe Est-1.

Fiume

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NIGERIA

Cameroon

Aparo

Golfo di Guinea 0

20

Nigeria Eni è presente in Nigeria dal 1962; nel 2007 la produzione di idrocarburi in quota Eni è stata di 122 mila boe/giorno. L’attività si sviluppa su di una superficie complessiva di 44.049 chilometri quadrati (7.756 in quota Eni) concentrata nelle aree onshore e offshore del delta del Niger. Nella fase di produzione/sviluppo Eni è operatore dei quattro Oil Mining Leases (OML) 60, 61, 62 e 63 (Eni 20%) nell’onshore e nell’offshore degli OML 125 (Eni 50,19%), OML 120-121 (Eni 40%) e OML 118 (Eni 12,5%), nonché nei service contract OML 119 e 116. Attraverso la SPDC JV, la principale joint venture petrolifera del Paese, Eni partecipa in 31 blocchi onshore (Eni 5%) e in 5 blocchi dell’offshore convenzionale (Eni 12,86%). Nella fase esplorativa Eni è operatore dello Oil Prospecting Leases (OPL) 244 (Eni 60%), OML 134 (ex OPL 211) (Eni 50,19%) e OML 135 (ex OPL 219) (Eni 12,5%) nell’offshore e dell’OPL 282 (Eni 90%) nell’onshore. Nel 2007 Eni ha firmato il Production Sharing Contract

relativo al permesso OPL 135 (Eni 48%, Operatore), situato nel delta del Niger. Il contratto della durata di 25 anni e con un periodo esplorativo di 5 anni, consentirà la ricerca e lo sviluppo di nuove riserve di petrolio e gas in prossimità del network esistente e del vicino impianto elettrico di Kwale/Okpai di cui Eni è operatore. L’attività Eni in Nigeria è regolata principalmente da Production Sharing Agreement e, in alcuni titoli, da contratti di servizio nei quali Eni agisce in qualità di contractor per conto delle compagnie di Stato. Nel medio termine le iniziative di sviluppo in corso, in particolare nella valorizzazione delle riserve di gas, consentiranno di aumentare la produzione fino al livello di circa 200 mila boe/giorno collocando la Nigeria tra i primi Paesi produttori Eni. OML 60, 61, 62 e 63 Le quattro licenze onshore OML 60,61,62 e 63 hanno fornito nel 2007 il 40% della produzione Eni nel Paese. La pro25

40 Km

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duzione di liquidi e gas è supportata dall’impianto NGL di Obiafu-Obrikom della capacità di trattamento di circa 20 milioni di metri cubi/giorno di gas e dal terminale di carico delle petroliere a Brass con la capacità di stoccaggio di circa 3,5 milioni di barili di petrolio. Una parte significativa delle riserve di gas delle quattro licenze è destinata ad assicurare le forniture all’impianto di liquefazione di Bonny Island N-LNG (v. di seguito). Parte della produzione di gas alimenta la centrale termoelettrica a ciclo combinato di Kwale-Okpai della capacità di generazione di 480 megawatt. Nel 2007 le forniture alla centrale sono state di 2 milioni di metri cubi/giorno (circa 12 mila boe/giorno). Il progetto è inserito nei programmi del Governo nigeriano e di Eni di riduzione delle emissioni di anidride carbonica in atmosfera ed è qualificato come progetto CDM ai fini dell’implementazione del Protocollo di Kyoto. L’attività esplorativa nei quattro blocchi rimane intensa. Nel 2007 l’attività esplorativa ha avuto esito positivo con il pozzo di appraisal Isoko South-3. BLOCCO OML 125 La produzione è fornita dal giacimento Abo che nel 2007 ha prodotto 8 mila barili/giorno di petrolio in quota Eni. Lo sviluppo è in corso con l’obiettivo di raggiungere il picco produttivo di 20 mila/barili giorno (9 mila in quota Eni) nel 2009. La produzione è supportata da un’unità FPSO della capacità di trattamento di 45 mila barili/giorno e di stoccaggio di 800 mila barili. BLOCCO OML 118 Nel 2007 il giacimento Bonga ha prodotto 22 mila barili/giorno di petrolio in quota Eni. La produzione è supportata da un’unità FPSO della capacità di trattamento di 225 mila barili/giorno e di stoccaggio di 2 milioni di barili. Il gas associato è convogliato su una piattaforma di raccolta situata sul campo EA e da qui inviato all’impianto di liquefazione di Bonny. BLOCCO OML 119 La produzione è fornita dai giacimenti Okono/Okpoho che nel 2007 hanno prodotto 6 mila barili/giorno di petrolio in quota Eni attraverso una FPSO della capacità di trattamento di 80 mila barili/giorno e di stoccaggio di 1 milione di barili. BLOCCHI OML 120 e 121 Nell’anno è stato completato il programma esplorativo finalizzato all’appraisal della scoperta Oyo per pianificarne lo sviluppo.

sviluppo il giacimento a liquidi e gas Forcados/Yokri con riserve recuperabili di 320 milioni di boe, parte del progetto integrato associated gas gathering per assicurare le forniture all’impianto di liquefazione di Bonny. Sono state installate le facility offshore di produzione; le attività onshore riguardano l’upgrading delle flowstations di Yokri e North/South Bank e la realizzazione di un impianto di compressione gas da 230 milioni di metri cubi/giorno. Il completamento è previsto nel 2008. NIGERIA GNL Eni partecipa con il 10,4% nella Nigeria LNG Ltd che gestisce l’impianto di liquefazione di gas naturale di Bonny, nella zona orientale del delta del Niger. L’impianto è in produzione con 6 treni della capacità produttiva di 22 milioni di tonnellate/anno di GNL, corrispondenti a circa 35 miliardi di metri cubi/anno di feedgas. La sesta unità di trattamento è entrata in esercizio nel 2007 in concomitanza con l’upgrading delle flowstation e relative facility, nonché lo sviluppo di ulteriori riserve di gas dei giacimenti dedicati all’iniziativa. La joint venture sta pianificando la realizzazione di una settima unità di trattamento con entrata a regime attesa nel 2012. A regime la capacità produttiva dell’impianto sarà di circa 30 milioni di tonnellate/anno di GNL, corrispondenti alla carica di circa 46 miliardi di metri cubi/anno di feedgas. Attualmente le forniture di gas all’impianto sono assicurate sulla base di un gas supply agreement della durata di venti anni dalle produzioni della SPDC JV (Eni 5%) e della NAOC JV dai Blocchi OML 60, 61, 62 e 63 (Eni 20%) che a regime, nel 2008, forniranno circa 98 milioni di metri cubi/giorno (7,6 milioni in quota Eni equivalenti a circa 46 mila boe). Nel 2007 le forniture Eni all’impianto sono state di 4,9 milioni di metri cubi/giorno. La produzione di GNL è venduta in base a contratti di lungo termine sui mercati statunitense ed europeo attraverso la flotta di metaniere della società Bonny Gas Transport, interamente posseduta dalla Nigeria LNG Co. Eni è operatore con il 17% nel progetto Brass LNG Ltd per la realizzazione di un impianto GNL nei pressi dell’esistente terminale di Brass, a circa 100 chilometri a Ovest di Bonny.

Gas master Plan (land) Gas master Plan (swamp) Gas Transm. System 1 (N-LNG)

IPP

Gas Transm. System 4 (NAOC) Brass LNG

26

OML 60

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Asemoke Obuafu Ogbogene Moede Yeoko s. Umuoru Ebacha Obriko Irri OML 61 Fbegor Omokeil Samburle Samabri

Forcados Benboye

OML 62

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OML 63 Yenagoa tie-in Pheigben

Tebidaba

SPDC Joint Venture (NASE) Nel 2007 la produzione fornita dalla SPDC JV ha rappresentato circa il 30% della produzione Eni nel paese. È in

Okrai Benku Kwale

Ashaka

Emotte Obama Nimbes

BRASS LNG

BONNY LNG

P. Harcourt Enawhe tie-in

ENI FAC T BOO K / EXPLORATION & PRODUCTION - PAE SI DI AT TIVITÀ

L’impianto, con avvio atteso nel 2012, avrà a regime una capacità produttiva di 10 milioni di tonnellate/anno di GNL, articolata su due treni di trattamento, corrispondenti al feedgas di circa 17,5 miliardi di metri cubi/anno (circa 1,8 miliardi in quota Eni) per venti anni. Le forniture all’impianto saranno assicurate attraverso la raccolta del gas associato proveniente da giacimenti in produzione e lo sviluppo di giacimenti a gas dei Blocchi onshore OML 60 e 61. Sono stati stipulati i contratti preliminari di vendita di lungo termine dell’intera disponibilità di GNL, in tale ambito Eni ha acquisito 1,67 milioni di tonnellate/anno di GNL. Proseguono le attività di front end engineering e una final investment decision è attesa nella seconda metà del 2008.

tivo di Kristin che renderà disponibile la capacità di trattamento per la produzione di Tyrihans. Sono in corso le attività di presviluppo delle recenti scoperte a olio e gas nei pressi di Aasgard. In particolare: (i) Marulk, con una produzione a regime attesa di 1,5 milioni di metri cubi/giorno nel 2011; (ii) Yttergryta, con 2,3 milioni di metri cubi/giorno e start-up previsto nel 2009; (iii) Morvin, con 1,7 milioni di metri cubi/giorno e start-up atteso nel 2010. Esplorazione Eni partecipa in 24 Prospecting License con quote comprese tra il 5% e il 67%, sei delle quali operate. Nel 2007 Eni ha ceduto il 30% della licenza PL 259 (Eni 70%) e il 100% della licenza PL 256. E’ stata eseguita un’intensa campagna esplorativa e avviate attività di appraisal, in particolare sulla scoperta Marulk (Eni 20%, operatore).

MARE DEL NORD

MARE DEL NORD NORVEGESE Produzione Il principale giacimento è Ekofisk (Eni 12,39%) nella PL018, che nel 2007 ha prodotto 352 mila boe/giorno (44 mila in quota Eni), rappresentando il 32% della produzione Eni del Paese. La produzione di Ekofisk 0 2 200 m 100 200 0m 150 00 m 5

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Mare di Norvegia

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Victoria 12 35 15 17 14 32 Heidrun 16 Asgard 24 5 Kristin28 29 18 20 21 23 27 25 Trestakk E Tyrihans 22 Mikkel

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m

MARE DI NORVEGIA Produzione Eni partecipa in 6 licenze produttive. I principali giacimenti sono Aasgard (Eni 14,82%), Kristin (Eni 8,25%), Heidrun (Eni 5,12%), Mikkel (Eni 14,9%) e Norne (Eni 6,9%), che nel 2007 hanno fornito il 68% della produzione Eni del Paese. Le facility di Asgard raccolgono la produzione gas dei giacimenti della zona per il successivo trasferimento via pipeline al centro di trattamento di Karsto e da lì in Europa presso il terminale di Dornum in Germania. La produzione di liquidi dell’area ottenuta prevalentemente mediante FPSO è venduta FOB. Le attività dell’anno hanno avuto come obiettivo il mantenimento del profilo produttivo dell’area attraverso interventi di side track e infilling sui principali giacimenti in produzione. Sviluppo I principali progetti in corso riguardano le strutture minerarie localizzate nelle vicinanze di Kristin. Tyrihans (Eni 6,23%) sarà sviluppato attraverso le sinergie ottenibili dalle facility di produzione di Kristin alle quali saranno collegati i pozzi di produzione programmati (9 oltre a 3 di iniezione gas/acqua). L’entrata in produzione è prevista nel 2009 in concomitanza con il declino produt-

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0m

Eni è presente in Norvegia dal 1964. L’attività è condotta nel Mare di Norvegia, nel Mare del Nord norvegese e nel Mare di Barents per una superficie complessiva di 15.335 chilometri quadrati (5.390 in quota Eni). Nel 2007 la produzione Eni nel Paese è stata di 137 mila boe/giorno. Le attività di esplorazione e produzione di Eni in Norvegia sono regolate da Production License. La Production License (PL) autorizza il detentore a effettuare rilievi sismografici, attività di perforazione e produzione per un certo numero di anni, con possibilità di rinnovo. Nel medio termine le iniziative di sviluppo pianificate consentiranno di ottenere una lieve crescita, nonostante il declino produttivo dei giacimenti maturi.

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Norvegia

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e dei satelliti è trasportata via pipeline presso il terminale di Teeside nel Regno Unito per il petrolio e il terminale di Emden in Germania per il gas. Sviluppo Sono in corso diversi progetti finalizzati al mantenimento e all’ottimizzazione della produzione di Ekofisk attraverso la perforazione di pozzi di infilling, lo sviluppo dell’Area Growth e l’upgrading delle facility esistenti. Esplorazione Eni partecipa in 3 prospecting license con quote comprese tra il 12% e il 60%, una delle quali operata. Sono in corso perforazioni per l’accertamento di ulteriori riserve sulla struttura di Ekofisk. MARE DI BARENTS L’attività condotta nel Mare di Barents riguarda attualmente la sola fase esplorativa. Eni è operatore delle due Prospecting License 201 (Eni 67%) e 229 (Eni 65%) e partecipa in altre due licenze con una quota del 30%. L’attività esplorativa ha avuto esito positivo nella Prospecting License 393 (Eni 30%) con il pozzo esplorativo 7125/4-1 Nucula che ha evidenziato la presenza di idrocarburi alla profondità compresa tra 800 e 1.450 metri. Le operazioni dell’area sono concentrate sull’appraisal del potenziale minerario dell’importante scoperta di Goliat, effettuata nel 2000 nel PL229 a una profondità d’acqua di 370 metri, in funzione dello sviluppo commerciale. Il progetto sta progredendo secondo i programmi e la final investment decision è attesa entro il 2008. E’ stata assicurata la disponibilità dei mezzi critici (rig) per l’attività di sviluppo.

Blane avviene utilizzando le facility di trattamento presenti nell’area. Il picco produttivo di 21 mila boe/giorno (circa 4 mila in quota Eni) è stato raggiunto alla fine del 2007. Lo sviluppo del giacimento di West Franklin avviene attraverso le facility di produzione di Elgin/Franklin. Il picco produttivo di 20 mila boe/giorno (4 mila in quota Eni) è atteso nella seconda metà del 2008 con l’entrata a regime del secondo pozzo di sviluppo a progetto. Le altre attività dell’anno hanno riguardato interventi di ottimizzazione sui giacimenti MacCulloch, Elgin/Franklin e J-Block attraverso la perforazione di pozzi addizionali e attività di workover finalizzate al mantenimento dei profili produttivi. Sviluppo Sono in corso attività di pre-sviluppo delle scoperte di Burghley (Eni 21,92%) e Suilven (Eni 8,75%) per valutarne la fattibilità economica. Esplorazione Eni partecipa in 32 blocchi esplorativi con quote comprese tra il 3% e il 66%, tre dei quali operati. L’attività esplorativa finalizzata all’accertamento del potenziale minerario residuo rimane intensa. Continuano le attività di appraisal della recente significativa scoperta di Jasmine nel J-Block.

1

Mare di Barents

Regno Unito Eni è presente nel Regno Unito dal 1964. L’attività è condotta nel Mare del Nord inglese, nel Mare d’Irlanda e in alcune aree a est e a ovest delle isole Shetland per una superficie complessiva di 5.445 chilometri quadrati (1.239 in quota Eni). Nel 2007 la produzione Eni nel Paese è stata di 124 mila boe/giorno. Le attività di esplorazione e produzione di Eni nel Regno Unito sono regolate da contratti di concessione. Nel medio termine la produzione di idrocarburi di Eni nel Paese è attesa in riduzione a seguito del declino produttivo di giacimenti maturi. MARE DEL NORD INGLESE Produzione Eni partecipa in 12 aree produttive. I principali giacimenti sono Elgin/Franklin (Eni 21,87%), J Block (Eni 33%), Flotta Catchment Area (Eni 20%), Andrew (16,2%) e Farragon (Eni 30%) che nel 2007 hanno fornito il 58% della produzione Eni del Paese. Nel 2007 sono stati avviati i giacimenti West Franklin (Eni 21,87%) e Blane (Eni 18%). Lo sfruttamento del giacimento a petrolio e gas di

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NORVEGIA

Russia Finlandia Svezia

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MARE D’IRLANDA Produzione Eni partecipa con il 53,9% nei sei giacimenti in produzione del progetto Liverpool Bay (Douglas, Hamilton e Lennox e le relative estensioni) che nel 2007 hanno fornito il 24% della produzione Eni del Paese. La produzione di petrolio e gas è raccolta presso l’hub di Douglas. Sono in corso attività di upgrading delle facility. ISOLE SHETLAND Produzione I principali giacimenti sono Ninian (Eni 12,94%) e Magnus (Eni 5%) che nel 2007 hanno fornito il 4% della produzione Eni nel Paese. Nel 2007 sono stati eseguiti interventi di mantenimento e di ottimizzazione della produzione con la perforazione di pozzi di infilling. Sviluppo Sono in corso attività di pre-sviluppo delle scoperte di Laggan (Eni 20%), Tormore (Eni 22,5%) e Mariner (Eni 8,89%) per valutarne la fattibilità economica. Esplorazione Eni partecipa in sette blocchi esplorativi con quote comprese tra il 20% e il 38%, dove è in corso un’intensa campagna esplorativa. Nel 2007 è stata effettuata la scoperta di gas e condensati di Tormore, a una profondità di 610 metri, erogando in fase di test 900 mila metri cubi/giorno di gas e 2.200 barili/giorno di condensati. Il progetto di sviluppo prevede la messa in produzione delle riserve in sinergia con l’adiacente scoperta di Laggan.

Al 31 dicembre 2007 le riserve certe del giacimento di competenza Eni sono pari a 520 milioni di boe, con una riduzione di 76 milioni di boe rispetto al 2006 per effetto essenzialmente di revisioni negative delle precedenti stime connesse all’impatto dei maggiori prezzi del petrolio di fine esercizio nella determinazione dell’entitlement di riserve secondo lo schema del PSA. Le riserve certe a fine 2007 sono determinate sulla base della quota di partecipazione al progetto del 18,52%. Il piano di sviluppo di Kashagan è stato originariamente approvato dalle competenti autorità kazakhe nel febbraio 2004. Tale piano prevedeva tre fasi successive di sviluppo, compresa la re-iniezione parziale del gas per incrementare il fattore di recupero del petrolio. Gli investimenti approvati per la prima fase di sviluppo ammontavano a $10,3 miliardi (a valori reali 2007 e quota Eni pari a 18,52%) con l’obiettivo di conseguire il target produttivo di 300 mila barili/giorno e first oil atteso a fine 2008. Il 29 giugno 2007 Eni, in qualità di operatore, ha sottoposto alle autorità kazakhe una serie di revisioni al piano

Russia

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AREA CASPIO me al

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Eni è presente in Kazakhstan dal 1992 ed è operatore unico del Consorzio “North Caspian Sea Production Sharing Agreement” (NCSPSA) con una quota di partecipazione del 18,52% al 31 dicembre 2007. Alla stessa data, oltre ad Eni, gli altri partner del consorzio sono Total, Shell e ExxonMobil ciascuna con una quota del 18,52%, ConocoPhillips con il 9,26%, Inpex e KazMunaiGas ciascuna con una quota dell’8,33%. La quota di ciascun partner sarà modificata secondo quanto previsto nel Memorandum of Understanding firmato il 14 gennaio 2008 dagli stessi partner e dalle autorità kazakhe, il cui contenuto è illustrato successivamente. Gli effetti economici delle nuove quote di partecipazione saranno calcolati con riferimento alla data del 1° gennaio 2008. Il NCSPSA definisce termini e condizioni per lo svolgimento delle attività di ricerca e sviluppo degli idrocarburi presenti nell’area contrattuale localizzata nella sezione Kazakha del Mar Caspio. Il giacimento Kashagan è stato scoperto nel 2000 nella porzione nord dell’area contrattuale. Eni ritiene che questo giacimento contenga importanti riserve di idrocarburi.

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150 km

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di sviluppo della prima fase che posticipano l’avvio della produzione al 2010 e incrementano a $19 miliardi i costi di sviluppo attesi. Il ritardo nello start-up e l’aumento dei costi rispetto al budget iniziale riflettono principalmente: (i) gli effetti del deprezzamento del dollaro nei confronti dell’euro e delle altre principali valute; (ii) i maggiori costi di acquisto di beni e servizi a causa della dinamica inflazionistica che ha interessato l’industria petrolifera; (iii) la sottostima iniziale dei costi e la complessità dovuta a un progetto che non ha uguali al mondo per le difficoltà tecniche, logistiche ed i vincoli ambientali e (iv) le migliorie da apportare alla configurazione degli impianti offshore finalizzate a incrementarne il livello di efficienza e gli standard di sicurezza. Nel luglio 2007, le autorità kazakhe hanno rigettato gli emendamenti proposti al piano di sviluppo e nell’agosto 2007 hanno inviato alle società che fanno parte del consorzio NCSPSA una “notice of dispute” per asseriti inadempimenti di obbligazioni previste dal contratto e violazione della legislazione della Repubblica. Il 14 gennaio 2008 i partner del consorzio e le autorità kazakhe hanno firmato un Memorandum of Understanding che risolve il contenzioso su basi amichevoli. I punti chiave dell’accordo sono: (i) la diluizione proporzionale della quota di partecipazione all’iniziativa dei partner internazionali a beneficio del partner Kazakho KazMunaiGas che raddoppierà la propria quota al 16,81% al pari di quella dei maggiori partner con un esborso di $ 1,78 miliardi. La transazione avrà effetto economico dal 1° gennaio 2008; (ii) un trasferimento di valore dal consorzio alla Repubblica Kazakha da attuarsi attraverso la modifica dei termini del PSA. Tale ammontare dipenderà dal livello futuro dei prezzi del petrolio. Eni contribuirà a tale trasferimento di valore in proporzione alla nuova quota di partecipazione nell’iniziativa (16,81%); (iii) un maggiore ruolo del partner kazakho nella gestione operativa e un nuovo modello di governance e di conduzione delle operazioni che comporterà un più ampio coinvolgimento dei principali partner internazionali. L’accordo conferisce stabilità all’esecuzione del progetto il cui valore attuale per Eni si conferma ad un livello soddisfacente. Ulteriori investimenti saranno necessari per la realizzazione delle infrastrutture per l’esportazione della produzione del giacimento verso i mercati internazionali. A riguardo il consorzio sta valutando una serie di opzioni, tra le quali: (i) l’utilizzo delle infrastrutture esistenti rappresentate dall’oleodotto del Caspian Pipeline Consortium (quota Eni 2%) e dall’oleodotto AtyrauSamara, per entrambi i quali sono previsti piani di espansione della capacità di trasporto; (ii) la realizzazione di un nuovo sistema di trasporto. In tale ambito si 30

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100 km

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colloca il progetto volto a collegare il centro di trattamento che sarà realizzato presso Bolashak all’oleodotto Baku-Tbilisi-Cehyan (Eni 5% corrispondente al diritto di trasporto di 50 mila barili/giorno).

Karachaganak Localizzato onshore nella parte Occidentale del Paese, Karachaganak è un giacimento giant che produce petrolio, condensati e gas naturale. Le operazioni condotte dal consorzio Karachaganak Petroleum Operating (KPO) sono regolate da un Production Sharing Agreement della durata di 40 anni, fino al 2037. Eni è cooperatore con una quota del 32,5%. Nel 2007 la produzione di Karachaganak è stata di 234 mila barili/giorno di liquidi (70 in quota Eni) e 22 milioni di metri cubi/giorno di gas naturale (7 in quota Eni). La coltivazione è realizzata producendo liquidi (condensati e olio) dalle parti più profonde del campo e reiniettando nelle parti superiori parte del gas associato. Circa due terzi della produzione di liquidi è stabilizzata presso il Karachaganak Processing Complex (KPC) della capacità di oltre 150 mila barili/giorno per la successiva commercializzazione sui mercati occidentali attraverso il Caspian Pipeline Consortium (Eni 2%) e, dal 2006, anche tramite la pipeline Atyrau-Samara. La produzione di liquidi non stabilizzati e la produzione di gas non reiniettata in giacimento sono commercializzati sul mercato locale russo presso il terminale di Orenburg. È in corso il potenziamento della capacità di trattamento che consentirà di aumentare di 56 mila barili/giorno i volumi di liquidi destinati all’esportazione sui mercati occidentali, con start-up previsto nel 2009.

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Nel 2007 il consorzio e la joint venture KazRosGaz (KazMunaiGaz e Gazprom) hanno firmato il gas sale agreement per la vendita di circa 16 miliardi di metri cubi/anno di gas grezzo prodotto dal giacimento da trattare presso l’impianto russo di Orenburg, a partire dal 2012. L’accordo, approvato dai Board delle controparti, rappresenta la prima condizione per l’avvio dello sviluppo delle riserve stimate in oltre 2 miliardi di boe. In tale ambito, nell’anno è stata avviata la realizzazione del gasdotto Uralsk Gas Pipeline della lunghezza di 150 chilometri che collegherà entro il 2009 il giacimento alla rete di gasdotti del Kazakhstan. Al 31 dicembre 2007 le riserve certe del giacimento di competenza Eni erano pari a 541 milioni di boe, con una riduzione di 82 milioni di boe rispetto al 2006 per effetto essenzialmente di revisioni negative delle precedenti stime connesse all’impatto dei maggiori prezzi del petrolio di fine esercizio nella determinazione dell’entitlement di riserve secondo lo schema del PSA, i cui effetti sono stati parzialmente attenuati da revisioni positive connesse alla finalizzazione del gas sale agreement.

Iran

Iraq

Kuwait

Ad Damman

Buraydah

RIYADH

FIUME URAL

POZZI DÌACQUA ESISTENTI

Qatar

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Golfo Persico

Golfo di Oman

Emirati Arabi

ARABIA SAUDITA Oman Abha Najran Jaizan

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IL CAMPO DI KARACHAGANAK NUOVI POZZI DÌACQUA

Bahrain

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INFRASTRUTTURA DI TRASPORTO GAS/LIQUIDI A ORENBURG

Permessi Olio Pipeline Gasdotti

KPC

ALLOGGI CENTRALE ELETTRICA

UNIT 3

EARLY OIL SATELLITE

INFRASTRUTTURA DI TRASPORTO GAS/LIQUIDI AL CPC/SOYUZ

UNIT 2 E REINIEZIONE DI GAS

BESTAU STAZIONE DI POMPAGGIO DÌACQUA RACCORDO FERROVIARIO AKSAI

RESTO DEL MONDO Arabia Saudita Eni è presente in Arabia Saudita dal 2004 e possiede un titolo minerario relativo all’esplorazione e produzione di gas nell’Area C della superficie di 51.687 chilometri quadrati (25.844 chilometri quadrati in quota Eni) situata nel bacino di Rub Al Khali al confine con il Qatar e gli Emirati Arabi Uniti. L’attività esplorativa prevede la perforazione di quattro pozzi in un periodo di 5 anni. In caso di scoperta commerciale, la durata contrattuale sarà di 25 anni, con la possibilità di estensione fino a un massimo di 40 anni. Il gas eventualmente scoperto sarà destinato alla generazione di energia elettrica e all’alimenta-

zione di impianti petrolchimici. I condensati saranno venduti sui mercati internazionali. È in corso la perforazione del secondo pozzo di committment.

Australia Eni è presente in Australia dal 2000; nel 2007 la produzione di petrolio e gas naturale in quota Eni è stata di 18 mila boe/giorno. L’attività è concentrata nell’offshore convenzionale e profondo per una superficie complessiva di 62.510 chilometri quadrati (31.544 in quota Eni). I principali blocchi produttivi partecipati da Eni sono il Blocco WA-25-L (Eni 65%, operatore) e il Blocco JPDA 0313 (Eni 10,99%). Nella fase esplorativa Eni è operatore di 7 blocchi (5 al 100%); di particolare interesse i blocchi WA-279-P e WA-313-P dove sono localizzate le scoperte di Blacktip e Penguin. Nell’agosto 2007, Eni ha finalizzato l’acquisto del 30% in quattro blocchi nell’offshore profondo dell’Exmouth Plateau, una delle maggiori aree produttive di gas in Australia. L’accordo prevede l’acquisto di un’ulteriore quota del 10% dopo la perforazione del primo pozzo esplorativo. Eni conseguirà il ruolo di operatore nella fase di sviluppo. 31

300 km

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Nel settembre 2007, Eni ha acquisito il 40% e l’operatorship del permesso esplorativo offshore JPDA 06-105. Nel permesso sono presenti due scoperte a petrolio non ancora sviluppate. Il programma esplorativo prevede la perforazione di un pozzo nel 2008. Le attività di esplorazione e produzione di Eni in Australia sono regolate da contratti di concessione e, limitatamente alla zona di cooperazione tra Australia e Timor Est (JPDA), da Production Sharing Agreement (PSA). Nel medio termine la produzione di idrocarburi di Eni nel Paese è prevista in crescita. BLOCCO WA-25-L Produzione Il giacimento di petrolio di Wollybutt ha prodotto 7 mila barili/giorno (circa 4 mila in quota Eni) nel 2007. Lo sfruttamento del giacimento avviene attraverso l’utilizzo di un’unità FPSO. Sviluppo È in fase di sviluppo l’area sud del giacimento attraverso la perforazione di un nuovo pozzo produttore che sarà collegato mediante sistema sottomarino alla FPSO. Lo start-up è previsto nella prima metà del 2008. Esplorazione L’attività esplorativa nel Blocco è finalizzata ad estendere il profilo produttivo di Wollybutt. BLOCCO JPDA 03-13 Produzione Il giacimento a gas e liquidi di Bayu Undan ha prodotto nel 2007 180 mila boe/giorno (14 mila boe in quota Eni). La produzione di liquidi è supportata da tre piattaforme di trattamento e da un’unità FSO. La maggior parte della produzione di gas è trattata presso l’impianto di liquefazione di Darwin della capacità di 3,5 milioni di tonnellate/anno di GNL (equivalenti alla carica di 4,9 miliardi di metri cubi/anno di gas naturale) collegato attraverso un gasdotto della lunghezza di circa 500 chilometri. Il GNL è venduto a operatori elettrici giapponesi sulla base di contratti di lungo termine.

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BLOCCO WA-279-P Sviluppo È in sviluppo il giacimento a gas Blacktip con riserve recuperabili di 150 milioni di boe. Lo schema di progetto prevede la perforazione di 2 pozzi produttivi,

Mare degli Arafura

Darwin, impianto PWC esistente Piattaforma Blacktip

Nuova condotta gas onshore PWC - 340 km Impianto trattamento gas di Wadaye Condotta offshore da 16" per 108 km

Mare di Timor PROGETTO BLACKTIP

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100 km

ENI FAC T BOO K / EXPLORATION & PRODUCTION - PAE SI DI AT TIVITÀ

l’installazione di una piattaforma di produzione che sarà collegata attraverso una pipeline della lunghezza di 108 chilometri a un impianto di trattamento del gas onshore della capacità di 1,2 miliardi di metri cubi/anno. Sono in corso attività di procurement, ingegneria dell’impianto e realizzazione delle facility offshore. Il gas sarà fornito alla società australiana Darwin Power & Water Utility Co sulla base di un contratto della durata di 25 anni. Il first gas è previsto nel 2009 con un volume iniziale di 570 milioni di metri cubi/anno e un picco produttivo di 740 milioni di metri cubi/anno nel 2010.

Cina Eni è presente in Cina dal 1984, nel 2007 la produzione in quota Eni è stata di 8 mila boe/giorno. L’attività è concentrata nell’offshore del Mar Cinese Meridionale per una superficie complessiva di 632 chilometri quadrati (103 in quota Eni). Le attività di esplorazione e produzione di Eni in Cina sono regolate da Production Sharing Agreement (PSA). Produzione La produzione è fornita dai Blocchi offshore 16/08 e 16/19, operati dal consorzio CACT-OG (Eni 16,33%). La produzione di petrolio, destinato al mercato interno, è fornita principalmente dal giacimento HZ25-4 (Eni 49%) attraverso piattaforme fisse, di cui una sottomarina, collegate ad una FPSO. La produzione di gas naturale fornita dal giacimento HZ21-1 è trasferita mediante facility di trasporto sottomarino al terminale di Zhuhai. Sviluppo Le attività di sviluppo riguardano principalmente il giacimento HZ25-3/1, con start-up produttivo atteso nel 2009. Nel corso dell’anno sono stati effettuati interventi di workover sul giacimento a gas HZ25-1 per incrementare il profilo produttivo. Queste e le altre iniziative in corso hanno l’obiettivo di mantenere il profilo produttivo attuale.

del gas. Lo start-up produttivo è previsto nel 2009. Esplorazione L’attività esplorativa prosegue nel permesso Ivana. Eni sta valutando l’acquisizione di blocchi esplorativi in aree contigue a Ivana.

India Eni è presente in India dal 2005. L’attività riguarda la sola fase esplorativa del Blocco onshore RJ-ONN-2003/1 (Eni 34%) e dei due Blocchi offshore ANDWN-2003/2 (Eni 40%) e MN-DWN-2002/1 (Eni 34%). Il programma esplorativo del Blocco RJ-ONN-2003/1, localizzato nell’area desertica di Rajastan, prevede la perforazione di quattro pozzi nei primi 4 anni della licenza. Gli idrocarburi eventualmente scoperti saranno destinati alla commercializzazione sul mercato interno. Il programma esplorativo del Blocco AN-DWN-2003/2, presso le isole Andamane, prevede la perforazione di tre pozzi nell’arco dei primi 4 anni. L’attività dell’anno ha riguardato l’acquisizione di rilievi sismografici per pianificare la successiva attività di perforazione esplorativa.

Bangla-Desh INDIA Calcutta

50 m 10

0m

200 m 100 20000 m m

Bhubaneshwar

Croazia Eni è presente in Croazia dal 1996, nel 2007 la produzione in quota Eni è stata di 1,5 milioni di metri cubi/giorno di gas naturale. L’attività è condotta nell’offshore adriatico di fronte alla città di Pola per una superficie complessiva di 1.975 chilometri quadrati (988 in quota Eni). Le attività di esplorazione e produzione di Eni in Croazia sono regolate da Production Sharing Agreement (PSA). Produzione La produzione è fornita dai giacimenti Ivana, Ika & Ida, Marica e Katerina operati da Eni in joint venture con la società di Stato croata. Il gas è trasportato via sealine sul mercato italiano e croato per la commercializzazione. Sviluppo Sono in sviluppo le scoperte di Annamaria, Irina e Ana/Vesna secondo uno schema comune che prevede l’installazione di piattaforme di produzione che saranno collegate alle facility esistenti per l’esportazione

3000 m

Baia di Bengal 1 Vishakhapatnam

Oceano Indiano

0

50

Permessi Olio Pipeline Gasdotti

33

100 Km

ENI FAC T BOO K / EXPLORATION & PRODUCTION - PAE SI DI AT TIVITÀ

Malaysia Sarawak

3000 m

0m 100

1 2

3

Mare di Celebes

INDONESIA Borneo

200 m

00 m4

55

5

Sanga-Sanga A

Samarinda

6 50 m

8

7

Palu

trastare il naturale declino della produzione attraverso la perforazione di pozzi di infilling e l’ottimizzazione dei pozzi esistenti. Sviluppo Il principale progetto in corso riguarda lo sviluppo congiunto delle cinque scoperte a gas localizzate nell’area del Kutei Deep Water Basin (Eni 20%). La produzione sarà trattata presso l’impianto GNL di Bontang. Nel 2007 è stato presentato alle autorità competenti il piano di sviluppo definitivo. Esplorazione Eni partecipa in 8 aree esplorative, di cui 4 operate, con quote comprese tra il 20% e il 100%. È stato avviato un programma di perforazione esplorativa nei Blocchi Krueng Mane e Bukat. L’attività esplorativa ha avuto esito positivo con la scoperta offshore di Tulip (Eni 100%) e l’appraisal positivo di Aster (Eni 66,25%).

Balikpapan

Iran

Palangkarya

2000 m

1000 m

8

INDONESIA Celebes

Bandjermasin

Mar di Bali

0

20

40 Km

Indonesia Eni è presente in Indonesia dal 2000, nel 2007 la produzione in quota Eni è stata di 20 mila boe/giorno prevalentemente gas. L’attività è concentrata nell’area orientale onshore e offshore del Borneo e nell’offshore dell’isola di Sumatra per una superficie complessiva di 27.999 chilometri quadrati (16.047 in quota Eni). Nel 2007 Eni ha firmato con la compagnia indonesiana Pertamina un Memorandum of Understanding con l’obiettivo di individuare opportunità congiunte di esplorazione e sviluppo. Le attività di esplorazione e produzione di Eni nel Paese sono regolate da contratti di Production Sharing Agreement. Produzione La produzione è fornita dal permesso a gas Sanga-Sanga (Eni 37,81%) dove sono in produzione sette giacimenti che alimentano l’impianto di liquefazione di Bontang, il più grande al mondo, per l’esportazione del gas liquefatto sui mercati di Giappone, Corea del Sud e Taiwan. L’attività di sviluppo in corso è finalizzata a con34

Eni è presente in Iran dal 1957; nel 2007 la produzione in quota Eni è stata di 26 mila boe/giorno. L’attività è concentrata nell’offshore del Golfo Persico e nell’onshore prospiciente per una superficie complessiva di 1.456 chilometri quadrati (820 in quota Eni). Le attività di esplorazione e produzione di Eni nel Paese sono regolate da contratti di buy-back. Produzione La produzione è fornita principalmente dai due giacimenti South Pars 4&5, nell’offshore del Golfo Persico, e Darquain nell’onshore, che nell’anno hanno prodotto l’88% della produzione Eni nel Paese. Inoltre Eni partecipa nel giacimento di petrolio Dorood (Eni 45%). Sviluppo L’attività di sviluppo riguarda il solo giacimento di Darquain (Eni operatore con il 60%) sul quale è in corso un progetto di upgrading che prevede la perforazione di pozzi addizionali, l’ampliamento della capacità di trattamento del centro olio presente nell’area e l’iniezione di gas in giacimento. Gli interventi previsti consentiranno di incrementare la produzione dagli attuali 50 mila barili/giorno a 160 mila barili/giorno (14 mila in quota Eni) a regime nel 2009.

Pakistan Eni è presente in Pakistan dal 2000, nel 2007 la produzione in quota Eni è stata di 52 mila boe/giorno prevalentemente gas. L’attività di Eni è condotta principalmente nell’onshore per una superficie complessiva di 38.426 chilometri quadrati (21.155 in quota Eni). Nel 2007 è stato finalizzato con la compagnia di Stato PPL lo scambio di quote di partecipazione nei tre Blocchi M, N e C. Per effetto dell’operazione Eni porta al 70% la partecipazione nei Blocchi M e N, e acquisisce l’operatorship con una quota del 60% nel Blocco C. Le attività di esplorazione e produzione di Eni in Pakistan sono regolate da contratti di concessione (attività onshore) e Production Sharing Agreement (PSA) (attività offshore).

ENI FAC T BOO K / EXPLORATION & PRODUCTION - PAE SI DI AT TIVITÀ

Nel medio termine la produzione di Eni nel Paese è prevista in crescita, fino a 55 mila boe/giorno. Produzione I principali permessi partecipati da Eni sono Bhit (Eni 40%, operatore), Sawan (Eni 23,68%), Zamzama (Eni 17,75%) che nel 2007 hanno prodotto il 90% della produzione Eni nel Paese. Le attività dell’anno hanno riguardato interventi di ottimizzazione in particolare su Kadanwari, Miano, Rehmat e Bhit, attraverso la perforazione di pozzi addizionali e upgrading delle facility finalizzate al mantenimento dei profili produttivi. Sviluppo Il principale progetto in corso riguarda il permesso Bhit. Il progetto prevede la realizzazione del terzo treno di trattamento presso il terminale dell’area, che aumenterà la capacità dell’impianto di circa 55 mila boe/giorno consentendo di mettere in produzione il vicino giacimento di Badhara. È stato approvato dai partner il progetto di compressione gas del campo di Bhit. Proseguono le attività di sviluppo nel permesso di

Quetta

Afghanistan Sibi 12 Kalat

us

nd

eI

um

14

Fi

PAKISTAN

A

1 13

4

E F

Sawan D

Rehmat Miano

3 B C

Kadanwari 5

Zamzama 2

India

Bhit Badhra G

10

11

0m 10

Karachi 8

2000 m

50 m

6

0m

20

2000

m

9

10

00

15 m

7

2000 m

Mare Arabico 3000

m

0

50

100 km

Zamzama per la realizzazione del nuovo impianto di trattamento per la produzione di gas ad alto potere calorifico (HVC). Esplorazione Eni partecipa in 14 blocchi esplorativi con quote comprese tra il 30% e l’85%, di cui sette operati. Nel 2007 è stata condotta un’intensa campagna di acquisizione sismografica offshore e onshore. L’attività esplorativa ha avuto esito positivo con le due scoperte a gas di Tajjal (Eni 30%) e Latif (Eni 33,3%) e un’estensione del giacimento a gas di Kadanwari (Eni 18,42%, operatore).

Russia Nell’ambito dell’alleanza strategica con Gazprom, nell’aprile 2007 Eni, tramite la partecipazione in SeverEnergia (60% Eni, 40% Enel), ex EniNeftegaz, ha acquisito il secondo lotto messo all’asta nel processo di liquidazione di Yukos, al prezzo di €3,73 miliardi di in quota Eni. Gli asset acquisiti includono: (i) la partecipazione totalitaria nelle tre società russe attive nella ricerca e sviluppo di gas naturale OAO Arctic Gas Company, ZAO Urengoil Inc e OAO Neftegaztechnologia, nonché asset minori che verranno venduti o liquidati. I due partner hanno attribuito a Gazprom l’opzione di acquisto sul 51% di SeverEnergia, esercitabile entro 24 mesi a partire dalla data di aggiudicazione dell’asta; (ii) la quota del 20% rilevata interamente da Eni in OAO Gazprom Neft. Eni ha attribuito a Gazprom l’opzione di acquisto sull’intero 20% di OAO Gazprom Neft, esercitabile entro 24 mesi a partire dalla data di aggiudicazione dell’asta. Le tre società russe acquisite possiedono importanti risorse prevalentemente a gas stimate in circa 2,5 miliardi di boe di competenza Eni al 30% (nell’ipotesi cioè che Gazprom eserciti l’opzione di acquisto), localizzate nella regione di Yamal Nenets, che produce le maggiori quantità di gas al mondo: (i) la OAO Arctic Gas Company possiede le due licenze di esplorazione e sviluppo di Samburgskii ed Yevo-Yahinskii, che includono sette giacimenti in fase di appraisal/sviluppo. I principali giacimenti sono Samburgskoye, per il quale sono in corso attività di sviluppo e sono stati svolti test di produzione, e Urengoiskoye; (ii) la ZAO Urengoil Inc possiede la licenza di esplorazione e sviluppo del giacimento a gas e liquidi di Yaro-Yakhinskoye; (iii) la OAO Neftegaztechnologia possiede la licenza di esplorazione e sviluppo del giacimento Severo-Chasselskoye. Nell’anno sono state valutate le azioni da intraprendere per il completamento e la messa in produzione degli asset acquisiti. Le attività avviate hanno riguardato la messa in sicurezza dei pozzi, gli studi per la ripresa della costruzione delle infrastrutture produttive e di trasporto nonché la definizione di un programma di acquisizione di dati sismografici. Sono in corso di definizione i relativi gas sale agreement. 35

ENI FAC T BOO K / EXPLORATION & PRODUCTION - PAE SI DI AT TIVITÀ

STATI UNITI

Golfo Del Messico

Eni è presente negli Stati Uniti dal 1966 ed opera nel Golfo del Messico e, più recentemente, in Alaska. La superficie complessiva si estende per 10.619 chilometri quadrati (6.024 in quota Eni). Nel 2007 la produzione di petrolio e gas in quota Eni proveniente interamente dal Golfo del Messico è stata di 69 mila boe/giorno in crescita significativa rispetto al 2006 (+186%) per effetto dell’acquisizione degli asset petroliferi della Dominion Resources perfezionata nel luglio 2007 con un investimento di €3,5 miliardi. Le attività di esplorazione e produzione di Eni negli Stati Uniti sono regolate da contratti di concessione. Nel medio termine la produzione di idrocarburi di Eni è prevista in crescita a seguito dello sviluppo e dell’integrazione degli asset acquisiti, nonché dell’avvio dei due progetti in Alaska. Al 2011 è previsto un livello produttivo di 110 mila boe/giorno.

Eni partecipa in 400 blocchi di esplorazione e sviluppo nell’offshore profondo e convenzionale del Golfo del Messico, di cui il 60% come operatore. Produzione I principali giacimenti tutti operati con una quota del 100% sono Allengheny, East Breaks e Morphet nonché gli asset acquisiti dalla Dominion Resources che includono Devils Towers, Triton e Goldfinger (Eni 75%, operatore). Inoltre Eni partecipa nei giacimenti di Medusa (Eni 25%), Europa (Eni 32%) e King Kong (Eni 56%, operatore). Sviluppo A fine 2007 sono stati avviati i tre giacimenti di San Jacinto (Eni 53,3%, operatore), Q (Eni 50%) e Spiderman (Eni 36,7%) che fanno parte degli asset acquisiti. Lo sviluppo è stato attuato tramite installazioni sottomarine collegate alla piattaforma di produzione Independence Hub. I giacimenti producono al plateau di 25 mila boe/giorno. Il principale progetto in corso riguarda lo sviluppo della scoperta di Longhorn (Eni 75%)

Baton Rouge

USA Lafayette

Lago Pontchartrain

Mobile

New Orleans 32 Sabine Pass Galveston

High Island

iss

iss

AC

36 East West Cameron Cameron Vermilion R

South Marsh Island D 60

AA

Galveston

AB Z K

AV

Y F

100 m

200 m

0m

50

40 Macaroni T 42

10 00 m

East Breaks

Garden Banks

41

43

Keathley Canyon

23

2000 m

pi

D

Ri

ve Venice r

D

38 Lloyd Ridg

15 17

14

16

16 Lund

Henderso

Lund South

Florida Pla

18

0m

300

15

24 19

21 Sigsbee Enscarpment 1

Walker Ridge Amery Terrace

20

Golfo del Messico

36

ip

Chandeleur

59 14

22

Breton Sound

Main Pass J L K I M A N AD 6Q 37 O Port Fourchon 37 P 2 5 West Delta Vioska Knoll South C 3 37 72 B U Grand Ship Shoal Pelto 8 D South 10 7 Isle 1 Pass Eugene T 33 AI AP 38 Cognac R 34 Island G AN 20 10 3 South 36 AO 7 AF AK AI M 3 Timbalier 39 E F 18 31 35 4 16 3 19 Mississippi 38 H AR AE AG AL AJ 21 10 Canyon 38 21 30 32 18 AH AM 10 L 4 Europa 22 10 37 S Morphet 23 17 10 G I 7 Ewing Bank 9 4 15 43 AR 3 26 27 43 24 10 12 44 AV A2 S Allegheny 28 46 13 11 25 51 AT 11 52 H 12 45 Green Canyon 49 50 C Q King Kong 47 AV 14 29 5 9 P B 48 O 2 53 B 54 12 N AS 13 Atwater Valley 55 6 56 8 7 10 57

58

Alaminos Canyon

Vioska Knoll

M

E

V WX V 27 U25 28 33 29 26 31 J 34 30 35 30

Pensacola

Biloxi

ENI FAC T BOO K / EXPLORATION & PRODUCTION - PAE SI DI AT TIVITÀ

la cui attività di appraisal condotta nell’anno ha confermato l’estensione attesa. Longhorn con riserve recuperabili di 37,7 milioni di boe sarà sviluppato attraverso una piattaforma fissa alla quale saranno collegati pozzi sottomarini. L’ avvio è atteso nel 2009; il picco produttivo è stimato in 28 mila boe/giorno (circa 19 mila in quota Eni). Pegasus operato con il 58% sarà sviluppato in sinergia con la piattaforma Allegheny. Esplorazione L’attività nell’area è intensa ed ha avuto esito positivo con la scoperta di Appaloosa. Nell’ottobre 2007, in esito a gara internazionale, Eni si è aggiudicata 26 nuovi blocchi esplorativi nella parte continentale e nell’offshore profondo del Golfo del Messico, della superficie lorda di 606 chilometri quadrati. Le aree acquisite sono stimate avere un potenziale minerario di 650 milioni di barili e saranno sviluppate in sinergia con le facility di produzione dei vicini giacimenti Eni.

TIMOR EST Eni è presente nel Paese dal 2006 ed è operatore con una quota dell’80% negli unici 5 Blocchi offshore esplorativi assegnati, per una superficie complessiva di 12.224 chilometri quadrati (9.779 in quota Eni). La prima fase del programma esplorativo, della durata di 3 anni, prevede l’acquisizione di sismica 2D e 3D e la perforazione di due pozzi. Le attività di sismica sono state avviate nel secondo semestre del 2007 e verranno completate nel primo semestre del 2008.

Oceano Artico

Alaska L’attività condotta in Alaska riguarda attualmente le sole fasi esplorative e di sviluppo in 158 blocchi con quote comprese tra il 10% e il 100%, dei quali più della metà operati. Sviluppo Il principale progetto in corso riguarda la scoperta Oooguruk (Eni 30%) nel Beaufort Sea, con riserve recuperabili di 300 milioni di barili. Il progetto prevede la perforazione di 23 pozzi di produzione (oltre a 17 pozzi di iniezione gas/acqua) che saranno collegati all’impianto onshore DS-3H. Lo start-up è previsto entro il secondo semestre del 2008 con il raggiungimento del picco produttivo di 17 mila boe/giorno (circa 5 mila in quota Eni) atteso nel 2010. La scoperta di petrolio Nikaitchuq (Eni operatore con il 100%), situato nel North Slope, sarà sviluppata attraverso la perforazione di circa 80 pozzi, di cui 32 situati onshore e i rimanenti perforati da un’isola artificiale localizzata offshore, e il collegamento con l’impianto di produzione da realizzare a Oliktok Point. Il first oil è atteso a fine 2009 con un plateau di 25 mila barili/giorno nel 2014.

Golfo di Prudhoe

0

20

37

40 km

ENI FAC T BOO K / EXPLORATION & PRODUCTION - PRINCIPALI DATI

Riserve certe di idrocarburi per area geografica

(milioni di boe)

2004

2005

2006

2007(a)

(a)

(al 31 dicembre)

Italia

890

868

805

747

Africa Settentrionale Africa Occidentale

2.087 1.348

2.026 1.279

2.018 1.122

1.879 1.095

Mare del Nord Area Caspio (b)

807 1.169

758 1.087

682 1.219

617 1.061

853 64

778 41

554 36

611 360

Resto del mondo Totale società in joint venture e collegate Totale estero

Riserve certe sviluppate di idrocarburi per area geografica

(milioni di boe)

6.328

5.969

5.631

5.623

7.218

6.837

6.436

6.370

2004

2005

2006

2007(a)

(a)

(al 31 dicembre)

Italia

671

620

562

534

Africa Settentrionale

961

1.230

1.242

1.183

Africa Occidentale

749

793

798

766

Mare del Nord Area Caspio (b)

707 671

611 548

571 525

524 494

Resto del mondo

541

473

334

361

31

27

63

3.629

3.686

3.497

3.391

4.300

4.306

4.059

3.925

Totale società in joint venture e collegate Totale estero

(a ) Include il 30% delle riserve delle tre società russe del gas ex-Yukos acquisite al 60% per le quali è stata attribuita a Gazprom l'opzione d'acquisto del 51% che se esercitata ridurrebbe la quota Eni al 30%. In considerazione della call option attribuita a Gazprom, le riserve relative al 20% posseduto in OAO Gazprom Neft non sono state incluse. Considerando le riserve delle società russe sulla base dell'attuale quota di partecipazione del 60%, le riserve certe al 31 dicembre 2007 sono pari a 6.678 milioni di boe. (b) Le riserve certe di spettanza Eni per il giacimento Kashagan sono state iscritte in base al working interest al 31 dicembre 2007 (Eni 18,52%). La rideterminazione della quota Eni al 16,81% nel 2008, in esecuzione degli accordi definiti con la Repubblica Kazakha, determinerà una riduzione di circa 50 milioni di barili delle riserve del giacimento di spettanza Eni al 31 dicembre 2007.

Riserve certe di idrocarburi per area geografica a fine periodo 6.370 milioni di boe

12% Italia 30% Africa Settentrionale 17% Africa Occidentale 10% Mare del Nord 16% Area Caspio 15% Resto del mondo

38

ENI FAC T BOO K / EXPLORATION & PRODUCTION - PRINCIPALI DATI

Riserve certe di petrolio e condensati per area geografica

2004

2005

2006

225

228

215

215

967 1.047

961 936

982 786

878 725

Mare del Nord

450

433

386

345

Area Caspio Resto del mondo

799 484

778 412

893 195

753 211

(milioni di barili)

2007 (a)

(al 31 dicembre)

Italia Africa Settentrionale Africa Occidentale

Totale società in joint venture e collegate

36

25

24

92

3.783

3.545

3.266

3.004

4.008

3.773

3.481

3.219

2004

2005

2006

2007 (a)

Italia

174

149

136

133

Africa Settentrionale

655

697

713

649

Africa Occidentale

588

568

546

511

Mare del Nord

386

353

329

299

Area Caspio

323

266

262

219

Resto del mondo

345

298

140

142

19

18

21

2.201 2.350

2.008 2.144

1.841 1.974

Totale estero

Riserve certe sviluppate di petrolio e condensati per area geografica

(milioni di barili)

(al 31 dicembre)

Totale società in joint venture e collegate Totale estero

2.297 2.471

(a) Include il 30% delle riserve delle tre società russe del gas ex-Yukos acquisite al 60% per le quali è stata attribuita a Gazprom l’opzione d'acquisto del 51% che se esercitata ridurrebbe la quota Eni al 30%. In considerazione della call option attribuita a Gazprom, le riserve relative al 20% posseduto in OAO Gazprom Neft non sono state incluse.

Riserve certe di petrolio e condensati per area geografica a fine periodo 3.219 milioni di barili

6%

Italia

28% Africa Settentrionale 23% Africa Occidentale 11% Mare del Nord 23% Area Caspio 9%

Resto del mondo

39

ENI FAC T BOO K / EXPLORATION & PRODUCTION - PRINCIPALI DATI

Riserve certe di gas naturale per area geografica

2004

2005

Italia

108

104

96

87

Africa Settentrionale Africa Occidentale

183 49

173 56

169 54

162 60

Mare del Nord

58

53

48

44

Area Caspio

60

50

53

50

Resto del mondo Totale società in joint venture e collegate

60 4

60 2

58 2

65 44

414 522

394 498

384 480

425 512

2004

2005

2006

2007 (a)

Italia

81

77

69

65

Africa Settentrionale

50

87

86

87

Africa Occidentale

26

36

41

42

Mare del Nord

52

42

40

37

Area Caspio Resto del mondo

57 32

46 28

43 31

45 35

2

1

6

217

241

242

252

298

318

311

317

(miliardi di metricubi)

2006

2007 (a)

(al 31 dicembre)

Totale estero

Riserve certe sviluppate di gas naturale per area geografica (miliardi di metricubi) (al 31 dicembre)

Totale società in joint venture e collegate Totale estero

(a) Include il 30% delle riserve delle tre società russe del gas ex-Yukos acquisite al 60% per le quali è stata attribuita a Gazprom l’opzione d'acquisto del 51% che se esercitata ridurrebbe la quota Eni al 30%. In considerazione della call option attribuita a Gazprom, le riserve relative al 20% posseduto in OAO Gazprom Neft non sono state incluse.

Riserve certe di gas naturale per area geografica a fine periodo 512 miliardi di metri cubi

17% Italia 32% Africa Settentrionale 12% Africa Occidentale 8% Mare del Nord 10% Area Caspio 21% Resto del mondo

40

ENI FAC T BOO K / EXPLORATION & PRODUCTION - PRINCIPALI DATI

Produzione di idrocarburi per Paese (a)

2004

2005

2006

2007

Italia

271

261

238

212

Africa Settentrionale Egitto

380 200

480 213

555 227

594 238

97 68

164 88

222 91

252 88

Libia Algeria Tunisia

(migliaia di boe/giorno)

15

15

15

16

316 161

343 152

372 149

327 122

Angola

80

124

156

136

Congo

74

67

67

69

Gabon

1

Africa Occidentale Nigeria

Mare del Nord

308

283

282

261

Regno Unito

164

145

142

124

Norvegia Paesi Bassi

143 1

138

140

137

Area Caspio

88

102

103

112

261 21

268 22

220 26

230 18

Cina

5

7

8

8

Croazia

6

7

12

9

Ecuador

19

17

15

16

Indonesia

34

27

23

20

9

35

29

26

46

49

51

52

44 10

33 10

32 9

69 10

Resto del mondo Australia

Iran Pakistan Russia Stati Uniti Trinidad e Tobago Venezuela Totale estero

2

67

61

15

1.353

1.476

1.532

1.524

1.624

1.737

1.770

1.736

(a) Comprende la produzione di gas naturale autoconsumato (8, 8, 7 e 6 milioni di metri cubi/giorno, rispettivamente nel 2007, nel 2006, nel 2005 e nel 2004)

Produzione di idrocarburi per area geografica 1.736 migliaia di boe/giorno

12% Italia 34% Africa Settentrionale 19% Africa Occidentale 15% Mare del Nord 7% Area Caspio 13% Resto del mondo

41

ENI FAC T BOO K / EXPLORATION & PRODUCTION - PRINCIPALI DATI

Produzione di petrolio e condensati per Paese

(migliaia di barili/giorno)

Italia

2004

2005

2006

2007

80

86

79

75

261 94

308 90

329 85

337 97

Libia

89

120

144

142

Algeria Tunisia

66 12

86 12

88 12

85 13 280

Africa Settentrionale Egitto

Africa Occidentale

285

310

322

Nigeria

134

123

106

81

Angola

78

122

151

132

Congo

72

65

65

67

Gabon

1

Mare del Nord

203

179

178

157

Norvegia Regno Unito

102 101

96 83

98 80

90 67

Area Caspio

54

64

64

70

151

164

107

101

Australia Cina

21 5

21 7

18 6

11 6

Ecuador

16

Resto del mondo

19

17

15

Indonesia

4

3

2

2

Iran

9

35

29

26

Pakistan

1

1

1

Russia

1 2

Stati Uniti Venezuela Totale estero

Produzione di petrolio e condensati per area geografica 1.020 migliaia di barili/giorno

7%

Italia

33% Africa Settentrionale 28% Africa Occidentale 15% Mare del Nord 7% Area Caspio 10% Resto del mondo

42

25

19

21

67 954

61 1.025

15 1.000

945

1.034

1.111

1.079

1.020

37

ENI FAC T BOO K / EXPLORATION & PRODUCTION - PRINCIPALI DATI

Produzione di gas naturale per Paese (a)

2004

2005

2006

2007

Italia

31,1

28,4

25,7

22,4

Africa Settentrionale Egitto

19,3 17,2

28,0 20,0

36,8 23,0

41,7 23,0

1,3 0,5

7,2 0,4

12,8 0,6

17,8 0,5

Libia Algeria Tunisia

(milioni di metricubi/giorno)

0,3

0,4

0,4

0,4

5,0 4,4

5,4 4,7

8,0 7,0

7,8 6,7

Angola

0,3

0,5

0,7

0,7

Congo

0,3

0,2

0,3

0,3

Mare del Nord

17,1

17,0

16,9

16,8

Regno Unito

Africa Occidentale Nigeria

10,2

10,1

10,0

9,2

Norvegia

6,7

6,9

6,9

7,7

Paesi Bassi Area Caspio

0,2 5,5

6,3

6,4

6,7

17,9

16,7

18,4

21,1

0,1

1,4 0,3

1,2 0,3

Resto del mondo Australia Cina Croazia

1,0

1,2

1,9

1,5

Indonesia

4,9

3,9

3,3

3,0

Pakistan

7,3

7,8

8,2

8,3

Stati Uniti

3,1

2,1

1,8

5,1

Trinidad & Tobago

1,6

1,6

1,5

1,7

64,8

73,4

86,6

94,1

95,9

101,8

112,3

116,5

Totale estero

(a) Comprende la produzione di gas naturale autoconsumato (8, 8, 7 e 6 milioni di metri cubi/giorno, rispettivamente nel 2007, nel 2006, nel 2005 e nel 2004).

Produzione di gas naturale per area geografica 116 milioni di metri cubi/giorno

19% Italia 36% Africa Settentrionale 7% Africa Occidentale 15% Mare del Nord 6% Area Caspio 17% Resto del mondo

43

ENI FAC T BOO K / EXPLORATION & PRODUCTION - PRINCIPALI DATI

Produzione di idrocarburi disponibile per la vendita (a)

2004

2005

2006

2007

Italia

266

256

233

208

Africa Settentrionale Africa Occidentale

367 309

465 336

536 363

573 318

Mare del Nord Area Caspio

301 88

277 99

275 101

254 109

(migliaia di boe/giorno)

Resto del Mondo

255

260

212

222

1.586

1.693

1.720

1.684

2004

2005

2006

2007

Italia

30

28

25

22

Africa Settentrionale Africa Occidentale

18 4

25 4

33 7

38 6

Mare del Nord Area Caspio

16 5

16 6

16 6

16 6

Produzione di gas naturale disponibile per la vendita (a)

(milioni di metricubi/giorno)

Resto del Mondo

Produzione venduta di idrocarburi

(milioni di boe)

Produzione di idrocarburi Variazione rimanenze Autoconsumi di gas Produzione venduta di idrocarburi petrolio

(milioni di barili)

di cui a settore R&M gas naturale

(miliardi di metri cubi)

di cui a settore G&P

Prezzi medi di realizzo per area geografica

Italia

Africa Settentrionale

Africa Occidentale

17

16

17

20

90

95

104

108

2004

2005

2006

2007

594,6

634,2

645,9

633,7

(4,2)

(3,1)

(2,4)

(3,5)

(13,9)

(16,2)

(18,4)

(18,8)

576,5

614,9

625,1

611,4

375,40

402,60

391,07

370,28

260,83

267,37

267,84

227,68

32,89

34,53

38,05

39,21

13,16

10,67

15,11

14,44

Mare del Nord

Area Caspio

Resto del Mondo

Totale

2004 Petrolio e condensati

($/bbl)

30,98

35,64

36,32

36,86

23,41

33,23

34,73

Gas naturale

($/kmc)

188,98

103,12

21,04

136,32

11,27

151,09

137,58

Idrocarburi

($/boe)

30,80

30,04

33,68

32,06

15,01

29,71

30,40

2005 Petrolio e condensati

($/bbl)

45,50

50,11

51,45

51,68

41,87

44,50

49,09

Gas naturale

($/kmc)

223,24

118,84

27,92

185,76

12,23

175,50

158,94

Idrocarburi

($/boe)

39,41

39,56

47,79

44,02

27,38

38,62

41,06

2006 Petrolio e condensati

($/bbl)

55,22

60,99

61,55

62,18

53,18

57,15

60,09

Gas naturale

($/kmc)

290,54

147,28

37,19

243,16

13,65

179,68

187,25

Idrocarburi 2007

($/boe)

49,93

46,71

55,10

53,98

34,13

43,16

48,87

Petrolio e condensati

($/bbl)

62,47

67,86

69,77

69,40

59,34

68,63

67,70

Gas naturale

($/kmc)

303,06

162,55

42,86

230,59

14,31

195,18

191,37

Idrocarburi

($/boe)

54,03

50,47

62,36

57,35

38,98

48,43

53,17

(a) Non comprende la produzione di gas naturale autoconsumato (8, 8, 7 e 6 milioni di metri cubi/giorno, rispettivamente nel 2007, nel 2006, nel 2005 e nel 2004).

44

ENI FAC T BOO K / EXPLORATION & PRODUCTION - PRINCIPALI DATI

Principali aree di esplorazione e sviluppo al 31 dicembre 2007

Italia

Inizio operazioni

Numero titoli

Superficie lorda di esplorazione e di sviluppo

1926

162

25.991

20.664

12.582

Onshore/Offshore

82

103

1.058

731.292

373.827

25.060

Onshore/Offshore

385

212

Estero

(a)

Superficie netta di esplorazione e di sviluppo

(a)

Superficie netta di sviluppo

(a)

Tipo di giacimenti/ superficie

Numero di giacimenti in produzione

Numero di giacimenti non in produzione

Africa Settentrionale Algeria

1981

36

11.432

3.041

902

Onshore

24

14

Egitto Libia

1954 1959

56 16

24.443 37.749

14.469 33.289

3.011 796

Onshore/Offshore Onshore/Offshore

34 12

30 14

Tunisia

1961

Onshore/Offshore

11

6.464

2.274

1.558

119

80.088

53.073

6.267

19

3

89

61

27

Africa Occidentale Angola

1980

55

20.527

3.570

1.398

Offshore

42

Congo

1968

24

11.099

4.905

968

Offshore

19

7

Nigeria

1962

50

44.049

7.756

5.715

Onshore/Offshore

83

51

129

75.675

16.231

8.081

144

85

Mare del Nord Norvegia

1965

49

15.335

5.390

123

Offshore

13

7

Regno Unito

1964

88 137

5.445 20.780

1.239 6.629

610 733

Offshore

36 49

11 18

Area Caspio

1995

6

4.933

959

488

Onshore/Offshore

1

5

891

Offshore

2

1

Resto del mondo Onshore

Arabia Saudita

2004

1

51.687

25.844

Australia

2001

19

62.510

31.544

Brasile

1999

4

2.920

2.774

Cina

1983

3

632

103

103

Offshore

10

3

Croazia

1996

2

1.975

988

988

Offshore

5

5

Ecuador

1988

1

2.000

2.000

2.000

Onshore

1

India Indonesia

2005 2001

3 10

24.425 27.999

9.091 16.047

656

Onshore/Offshore Onshore/Offshore

7

8

Iran Pakistan

1957 2000

4 22

1.456 38.426

820 21.155

820 601

Onshore/Offshore Onshore/Offshore

3 6

3

Russia

2007

4

5.126

3.076

1.168

Onshore

3

6

Stati Uniti

1968

558

10.619

6.024

937

Onshore/Offshore

63

13

Timor Est

2006

5

12.224

9.779

Trinidad e Tobago

1970

1

382

66

66

Offshore

2

3

Venezuela

1998

3

1.556

614

145

Offshore

640

243.937

129.925

8.375

102

43

1.116

467

315

Altri Paesi Altri Paesi con sola attività esplorativa Totale

9

6.311

1.364

18

299.568

165.646

1.220

757.283

394.491

Offshore

Offshore 1

Offshore Onshore/Offshore

37.642

(a) Chilometri quadrati.

45

ENI FAC T BOO K / EXPLORATION & PRODUCTION - PRINCIPALI DATI

Superficie netta di esplorazione e sviluppo

2004

2005

2006

2007

Italia

33.635

24.053

22.496

20.664

di cui esplorazione di cui sviluppo

20.451 13.184

11.353 12.700

9.753 12.743

8.082 12.582

Africa Settentrionale

40.706

66.456

53.744

53.073

di cui esplorazione

28.124

44.349

36.476

46.806

di cui sviluppo

12.582

22.107

17.268

6.267

Africa Occidentale

(chilometri quadrati)

15.662

15.456

14.800

16.231

di cui esplorazione

9.328

7.322

7.106

8.150

di cui sviluppo

6.334

8.134

7.694

8.081

Mare del Nord

8.604

10.320

8.405

6.629

di cui esplorazione di cui sviluppo

7.623 981

9.540 780

7.594 811

5.896 733

Area Caspio di cui esplorazione

879 424

959 471

960 471

959 471

di cui sviluppo

455

488

489

488

Resto del mondo

134.694

148.758

284.814

296.935

di cui esplorazione

126.233

137.869

275.546

287.444

8.461

10.889

9.268

9.491

Totale

234.180

266.002

385.219

394.491

di cui esplorazione di cui sviluppo

192.183 41.997

210.904 55.098

336.946 48.273

356.849 37.642

2004

2005

2006

2007

301

152 139

96

10

11

di cui sviluppo

Investimenti tecnici

(€ milioni)

Acquisto di riserve proved e unproved Italia Africa Settentrionale Africa Occidentale

60

Area Caspio

169

Resto del mondo

72

3

85

499

656

1.348

1.659

Italia Africa Settentrionale

51 90

38 153

128 270

104 380

Africa Occidentale

70

75

471

239

Mare del Nord Area Caspio

66 23

126 15

174 25

193 36

199 4.310

249 3.952

280 3.629

707 4.788

Esplorazione

Resto del mondo Sviluppo Italia

378

411

403

606

1.358

1.007

701

948

Africa Occidentale

865

889

864

1.343

Mare del Nord

338

385

406

397

Area Caspio

327

593

593

733

1.044 44

667 56

662 74

761 82

4.853

4.965

5.203

6.625

Africa Settentrionale

Resto del mondo Altro

46

ENI FAC T BOO K / EXPLORATION & PRODUCTION - PR I N CI PALI DATI

Vita utile residua delle riserve (a)

(anni)

Italia Africa Settentrionale Africa Occidentale Mare del Nord Area Caspio Resto del Mondo

Tasso di rimpiazzo delle riserve all sources (a)

(%)

Italia Africa Settentrionale Africa Occidentale Mare del Nord Area Caspio Resto del Mondo Criteri SEC (solo società consolidate)

2005

2006

2007

9,2 11,7 10,2 7,3 29,4 8,1 10,8

9,3 10,0 8,3 6,6 32,1 7,1 10,0

9,7 8,8 9,2 6,5 26,0 11,3 10,0

2005

2006

2007

77 60 42 53 12 40 43

28 95 26 447 38 38

25 36 76 32 557 90 38

(a) Comprese entità all’equity. Include il 30% delle riserve delle tre società russe del gas ex-Yukos acquisite al 60% per le quali è stata attribuita a Gazprom l’opzione d’acquisto del 51% che se esercitata ridurrebbe la quota Eni al 30%. In considerazione della call option attribuita a Gazprom, le riserve relative al 20% posseduto in OAO Gazprom Neft non sono state incluse.

Perforazione esplorativa

2004

2005

2006

2007

66 60 6 30 26 4

52 50 2 22 20 2

68 64 4 36 32 4

81 76 5 43 39 4

%

71 37 52,1 32 19 57,3

56 22 39,3 24 12 47,4

61 26 42,6 32 16 49,2

60 24 40,0 33 12 37,8

($/boe)

2004

2005

2006

2007

4,8 1,21 7,26 8,87

5,5 1,67 10,72 12,2

5,6 2,86 13,87 14,97

6,7 7,8 29,1 14,03

(numero)

Pozzi perforati complessivi Estero Italia Pozzi perforati in quota Eni Estero Italia Criteri SEC Pozzi perforati complessivi Pozzi di successo complessivi Coefficiente di successo complessivo Pozzi perforati in quota Eni Pozzi di successo in quota Eni Coefficiente di successo in quota Eni

Indicatori economici per boe

%

Costi di produzione - lifting cost (1) Costo di esplorazione (media triennale) - discovery cost (2) Costo di esplorazione e sviluppo (media triennale) - finding and development cost (3) Utile

(1) È ottenuto dal rapporto tra i costi di produzione (costi sostenuti per l’utilizzo e la manutenzione dei pozzi e delle relative infrastrutture nonché le royalty) e i volumi prodotti. (2) Rappresenta il costo di esplorazione sostenuto per ogni boe di nuove riserve scoperte o accertate ed è ottenuto dal rapporto tra la somma degli investimenti di esplorazione e dei costi di acquisto di riserve probabili e possibili e gli incrementi delle riserve certe connesse a miglioramenti di recupero, a estensioni e nuove scoperte e a revisioni di precedenti stime. La media 2007 è stata calcolata con dati IFRS; quelle degli anni precedenti in base agli US GAAP. Le differenze tra i costi sostenuti in base ai due corpi di principi non sono significative. Le medie sono state calcolate con l’esclusione del costo di acquisto delle riserve unproved/potenziale esplorativo delle acquisizioni, in particolare gli asset nel Golfo del Messico, Congo e Russia (al 60%) nel 2007. (3) Rappresenta il costo di esplorazione e di sviluppo sostenuto per ogni boe di nuove riserve scoperte o accertate ed è ottenuto dal rapporto tra la somma degli investimenti di esplorazione e sviluppo e dei costi di acquisto di riserve probabili e possibili e gli incrementi delle riserve certe connesse a miglioramenti di recupero, a estensioni e nuove scoperte e a revisioni di precedenti stime. Le medie sono state calcolate con l’esclusione del costo di acquisto delle riserve unproved/potenziale esplorativo delle acquisizioni, in particolare gli asset nel Golfo del Messico, Congo e Russia (al 60%) nel 2007. Inoltre sono stati esclusi dal calcolo i costi di sviluppo sostenuti in relazione ai contratti di buy-back iraniani e dei costi previsti di abbandono.

47

E N I FAC T B O O K / G A S & P OW E R

Gas & Power Principali risultati

ampliato annualmente, è il documento di riferimento per il monitoraggio e controllo delle performance HSE. L’attività di analisi e reporting delle performance HSE si pone l’obiettivo di verificare la qualità, la coerenza storica e l’attendibilità dell’informazione nonché l’adeguatezza e l’efficacia dei flussi ampli Principali indicatori di performance Ricavi (a)

(€ mln)

2004

2005

2006

2007

17.302

22.969

28.368

27.633

Utile operativo

3.428

3.321

3.802

4.127

Utile operativo adjusted

3.448

3.531

3.882

4.092

Utile netto adjusted

2.290

2.552

2.862

2.936

n.d.

4.320

4.896

5.077

EBITDA pro-forma adjusted Investimenti tecnici Capitale investito netto adjusted a fine periodo ROACE adjusted Vendite gas mondo

Vendite di energia elettrica Dipendenti a fine periodo

1.174

1.366

18.864

20.547

(%)

12,6

13,7

15,1

14,9

87,03

94,21

98,10

98,96

4,70

4,51

4,69

5,39

n.d.

7,0

9,9

11,7

(mln)

5,95

6,02

6,54

6,61

(mld mc)

80,41

85,10

87,99

83,28

Vendite in GNL Volumi trasportati in Italia

1.152 18.898

(mld mc)

di cui: vendite E&P (b) Clienti in Italia

1.451 18.383

(TWh)

16,95

27,56

31,03

33,19

(n.)

12.843

12.324

12.074

11.582

(a) Prima dell'eliminazione dei ricavi infrasettoriali. (b) Include le vendite di gas di E&P in Europa (4,70, 4,51, 4,07 e 3,59 miliardi di metri cubi, rispettivamente nel 2004, nel 2005, nel 2006 e nel 2007) e, a partire dal 2006, nel Golfo del Messico (0,62 e 1,8 miliardi di metri cubi, rispettivamente nel 2006 e nel 2007).

48

E N I FAC T B O O K / G A S & P OW E R - H I G H L I G H T

2007 Highlight

Il ROACE adjusted è stato del 14,9% (15,1% nel 2006).

ALLEANZA CON GAZPROM: PROGETTO SOUTH STREAM

Sono stati investiti 1,37 miliardi di euro per lo sviluppo e il mantenimento delle reti di trasporto e di distribuzione in Italia, il potenziamento delle linee di importazione ed il programma di espansione della capacità di generazione elettrica.

Nell’ambito dell’alleanza strategica con Gazprom è stato definito nelle sue linee essenziali il progetto di realizzazione del nuovo sistema di trasporto su pipeline South Stream, che consentirà di importare in Europa gas di provenienza russa attraverso il Mar Nero. L’iniziativa si inquadra nella strategia di espansione internazionale delle attività gas e supporterà Eni nella valorizzazione delle riserve acquisite in Russia. ESPANSIONE IN FRANCIA È stata acquisita una quota di partecipazione del 27,8% in Altergaz, principale operatore indipendente del mercato francese del gas naturale con una presenza nei segmenti retail e piccola industria. Eni supporterà lo sviluppo di Altergaz attraverso la fornitura di 1,3 miliardi di metri cubi/anno per dieci anni. L’operazione si inquadra nella strategia di crescita internazionale nella commercializzazione di gas e rafforza ulteriormente la leadership Eni nel mercato europeo del gas. Redditività solida e stabile ($/barile)

(mld mc)

100 15,1%

Nel 2007 le vendite di gas naturale di 98,96 miliardi di metri cubi sono aumentate di circa l’1% rispetto al 2006 per effetto della crescita sui mercati internazionali, in particolare per le maggiori vendite nei mercati europei target (+17,6% circa, in particolare in Spagna,Turchia, Francia e Nord Europa) e di GNL sui mercati nordamericano e asiatico. L’obiettivo al 2011 è di conseguire un volume di vendite di 110 miliardi di metri cubi facendo leva sulla crescita delle vendite internazionali per le quali è previsto un tasso di incremento medio annuo del 9%. Le vendite di energia elettrica di 33,19 terawattora, sono aumentate di 2,16 terawattora rispetto al 2006, pari al 7%. I volumi di gas trasportati sulla rete in Italia sono stati di 83,28 miliardi di metri cubi in diminuzione del 5,4% rispetto al 2006.

72,52

75

14,9%

Utile e generazione di cassa

65,14

54,38

(€ mld)

50

3,0 13,7%

2,5 25 2,0 1,5

0 2005

2006

2007 1,0

Vendite internazionali Vendite in Italia

BRENT ($ barile) ROACE adjusted

0,5 0,0

RISULTATI FINANZIARI ED OPERATIVI

2005 Utile netto adjusted

Il settore conferma la capacità di conseguire performance finanziarie stabili e di elevato livello. Nel 2007 l’utile netto adjusted è stato di 2,94 miliardi con un incremento del 2,6% rispetto al 2006 dovuto essenzialmente al miglioramento della performance operativa.

2006

2007 Investimenti tecnici

Free cash flow

49

E N I FAC T B O O K / G A S & P OW E R - S T R AT EG I E

Catena del valore di gas naturale INFRASTRUTTURE

Contratti di fornitura a lungo termine (Russia, Algeria, Paesi Bassi, Norvegia)

VENDITA (clienti) Grossisti

Rete di trasporto Europea e nazionale + Terminali di rigassificazione

Attività di distribuzione

(Libia, Egitto, Mare del Nord, Croazia, Nigeria e Italia)

Stoccaggio

Produzione Equity

(campi di gas naturale in disuso sul territorio italiano)

APPROVVIGIONAMENTO

Industriali Termoelettrici Residenziali

Strategie Il settore Gas & Power Eni copre tutte le fasi della catena del valore del gas: approvvigionamento, trasporto, distribuzione, vendita e GNL, realizzando un modello di business integrato unico nel suo genere. La disponibilità di un’importante capacità di generazione di energia elettrica consente a Eni di estrarre ulteriore valore dal gas, diversificando gli sbocchi commerciali. Il punto di forza del business è la capacità di generare utili e cash flow stabili e robusti, indipendentemente dall'andamento del ciclo petrolifero. Eni è il primo operatore per vendite nel mercato europeo facendo leva sui vantaggi competitivi assicurati dalla disponibilità di gas, sia da produzione sia in base a contratti di fornitura di lungo termine, dall’accesso al sistema di infrastrutture, dalle relazioni stabili con i Paesi produttori, dall’ampio portafoglio clienti e dalla conoscenza dei mercati. Tali asset costituiscono una solida base di crescita. L’integrazione con le attività upstream consente a Eni di valorizzare le riserve equity attraverso il perseguimento di opportunità congiunte nel mercato del gas. L’obiettivo chiave del business è il conseguimento di un livello free cash flow1 di 2,1 miliardi al 2011 (stesso livello del 2007). Le linee guida strategiche del business sono: ■ ■ ■ ■ ■

Aumentare le vendite internazionali di gas Mantenere la redditività dell’attività commerciale Italia Gestire in modo efficace i rapporti con i fornitori strategici Migliorare il livello di efficacia e di efficienza Sviluppare il business GNL in chiave globale

(1) Flusso di cassa dalle operazioni che residua dopo la copertura dei fabbisogni per gli investimenti.

50

E N I FAC T B O O K / G A S & P OW E R - T R E N D D E L M E RC ATO D E L G A S

Domanda di gas naturale in Italia (mld mc)

(%)

16

0

0 2011

20

2010

32

2009

40

2008

48

2007

60

2006

64

2005

80

2004

80

2003

100

2002

IL MERCATO EUROPEO DEL GAS Nell’arco temporale fino al 2020 la domanda di gas in Europa è prevista crescere ad un tasso medio annuo compreso tra il 2 e il 3%, raggiungendo i 780 miliardi di metri cubi. Il principale driver di questa crescita sarà costituito dall’espansione degli impieghi nella produzione di energia elettrica. La maggior parte del fabbisogno di gas sarà assicurato dalle importazioni che, in base alle stime Eni, arriveranno a coprire non meno dell’85% dei consumi dall’attuale 60% a causa del declino della produzione interna, accentuando in maniera rilevante la dipendenza dell’Europa dai Paesi produttori. Le principali fonti di approvvigionamento via pipeline rimarranno Russia e Algeria e, in minore misura, Norvegia e Libia. Un ruolo importante nella diversificazione delle fonti di approvvigionamenti sarà svolto dal GNL che è previsto coprire quasi il 25% dei consumi rispetto all’attuale 15%. L’Italia, terzo mercato nazionale del gas in Europa dopo Gran Bretagna e Germania, partecipa alla trasformazione strutturale in corso in Europa che vedrà la formazione di un mercato unico dell’energia. In tale contesto, l’Italia potrà

IL CONTESTO COMPETITIVO E LE STRATEGIE ENI Il contesto competitivo del gas evolve verso la globalizzazione. L’interconnessione tra gli sviluppi e le dinamiche di domanda e offerta impone agli operatori sia sul breve sia sul medio-lungo termine l’adozione di un approccio sovranazionale nella programmazione dei flussi delle disponibilità e degli impieghi. Le strategie di crescita dovranno valutare la volontà delle società petrolifere di Stato di entrare nel mercato del gas e il crescente potere contrattuale dei consumatori, nonché le opportunità offerte dallo sviluppo dei mercati interni ai Paesi produttori, il ruolo delle infrastrutture e del GNL. In tale contesto le attività e le competenze Eni nella vendita di gas e nella gestione delle infrastrutture e la presenza su più mercati costituiranno le basi della crescita futura e le leve con le quali sviluppare nuovi modelli di collaborazione con le National Oil Company. Notevoli risorse saranno dedicate alla crescita del business GNL quale strumento di ingresso su nuovi mercati, oltre i confini europei, di creazione di nuove partnership con i paesi detentori di riserve e di diversificazione delle fonti di approvvigionamento.

2001

OVERVIEW Il gas naturale è previsto assumere un ruolo sempre più importante nel soddisfacimento del fabbisogno energetico globale. In base alle previsioni Eni, la domanda mondiale di gas crescerà fino al 2020 ad un tasso medio annuo di circa il 2,8%, superiore al tasso di incremento dei consumi energetici nel loro complesso. Tra i principali motivi che spiegano la dinamica della domanda di gas vi sono: (i) la crescita degli impieghi nella produzione di energia elettrica dovuta in particolare all’adozione su larga scala della tecnologia del ciclo combinato che presenta minori costi di investimento, rendimenti più elevati e ridotte emissioni rispetto ad altre tecnologie di produzione; (ii) la continua evoluzione delle tecnologie applicabili a ogni fase della catena di produzione in grado di valorizzare quantitativi crescenti delle enormi riserve di gas stranded (GNL, Gas to Liquids – GTL, Trasporto Gas Alta Pressione - TAP); in particolare il GNL è previsto crescere a tassi dell’8-9% annuo nel periodo considerato per effetto dei massicci investimenti attesi, arrivando a coprire al 2020 circa il 30% del fabbisogno dei paesi consumatori equivalenti a circa 650 miliardi di metri cubi rispetto al livello attuale di circa 220 miliardi; (iii) la maggiore compatibilità ambientale rispetto ad altri idrocarburi, che rappresenta un elemento cruciale alla luce del crescente impegno politico nella riduzione delle emissioni di gas serra e dell’implementazione di normative ambientali sempre più severe, in particolare nell’Unione Europea; (v) la crescita economica in Asia, in particolare in Cina e India, che sarà accompagnata da mutamenti sociali e demografici, nonché la crescita dei consumi interni ai principali paesi produttori.

valorizzare la sua favorevole collocazione geografica sia nel mercato interno europeo sia nell’area mediterranea. Nel 2007 i consumi di gas in Italia sono stati di 84,9; il fabbisogno di gas naturale è stato coperto per circa il 90% dalle importazioni e per il 10% dalla produzione nazionale. Nel lungo termine la domanda di gas in Italia a temperature normalizzate è prevista crescere ad un tasso medio annuo di circa il 2%, raggiungendo nel 2020 i 111,2 miliardi di metri cubi (previsione di 93,2 miliardi al 2011), trainata dall’incremento degli impieghi nella produzione di energia elettrica. I maggiori fabbisogni attesi di gas saranno coperti dall’incremento delle importazioni a sostegno delle quali sono in corso o sono stati annunciati importanti programmi di investimento, sia per la realizzazione di nuove infrastrutture sia per il potenziamento di quelle esistenti.

2000

TREND DEL MERCATO DEL GAS

Domanda Limite di immissione nella rete in percentuale del consumo nazionale

51

E N I FAC T B O O K / G A S & P OW E R - L E AT T I V I T À

LE ATTIVITÀ 1. Commercializzazione di gas e di energia elettrica Overview Nel 2007 le vendite di gas sono state di 98,96 miliardi di metri cubi (comprese le vendite di E&P in Europa e nel Golfo del Messico), in crescita di circa l’1% rispetto al 2006. Al 2011 Eni intende conseguire un volume di vendite di 110 miliardi di metri cubi, facendo leva sulla crescita delle vendite internazionali per le quali è previsto un tasso di incremento medio annuo del 9%, in particolare sul mercato europeo e negli Stati Uniti. Nel 2007 Eni ha commercializzato 33,19 Twh di energia elettrica principalmente sul mercato italiano. L’obiettivo al 2011 è di conseguire un volume di vendita di energia elettrica di 36,3 Twh corrispondente al tasso di incremento medio annuo del 2,7%.

1.1 Commercializzazione in Italia MERCATO Nel 2007 le vendite di gas naturale Eni in Italia sono state di 56,13 miliardi di metri cubi (compresi gli autoconsumi2), in diminuzione dell’1,7% rispetto al 2006 a causa dell’andamento climatico particolarmente mite registrato nella prima parte dell’anno e della pressione competitiva. Il mercato del gas in Italia è articolato in quattro segmenti: l’industriale, il termoelettrico, i grossisti e il civile. Le imprese industriali e le centrali termoelettriche sono allacciati direttamente alla rete di trasporto nazionale e alla rete di trasporto regionale di gasdotti. I grossisti comprendono essenzialmente le aziende di vendita urbane che acquistano il gas per rivenderlo ai clienti del settore civile attraverso reti di gasdotti locali di distribuzione del gas a bassa pressione. Sono considerati grossisti anche i gestori degli impianti di gas per autotrazione. I clienti del settore civile comprendono le utenze domestiche (cosiddetto “retail market”) e il terziario (grande distribuzione, ospedali, pubblica amministrazione) e le piccole/medie imprese

Disponibilità Eni di gas naturale Produzione E&P Italia 7,87

Acquisti Italia 0,83

Acquisti Estero 77,29

Produzione E&P Estero 11,94

Immissioni a stoccaggio e perdite di rete 1,03

Disponibilità 98,96

Vendite in Italia a terzi 50,05

Autoconsumi 6,08

Vendite nel resto d’ Europa 35,02

Grossisti 11,92

Altri settori Eni 1,47

Importatori in Italia 10,67

Industriali 11,77

Settore generazione elettrica di Eni 4,61

Mercati target 24,35

Termoelettrici 17,21

Residenziali 6,78

Vendite di energia elettrica 33,19

Vendite extra Europa 2,42

Vendite E&P 5,39

Gas (mld mc) Energia elettrica (TWh)

Gas realase 2,37

(2) Ai sensi dell’art. 19 comma 4 del D.Lgs. 164/2000, le quantità di gas autoconsumato direttamente dall’impresa o da società controllate sono escluse dal calcolo dei tetti sulle vendite ai clienti finali e sulle immissioni nella rete nazionale di gasdotti ai fini della vendita in Italia.

52

E N I FAC T B O O K / G A S & P OW E R - L E AT T I V I T À

Vendite di gas in Italia

In particolare la capacità di importazione è prevista aumentare di 25 miliardi di metri cubi nel prossimo quadriennio. Nel biennio 2008-2009 sono attesi in avvio circa 21 miliardi di nuova capacità relativa ai potenziamenti che Eni sta attuando sulle infrastrutture di importazione da Russia e Algeria (v. il paragrafo “Trasporto estero”) e alla realizzazione di un terminale di GNL da parte di terzi operatori. Il rispetto dei limiti normativi alle immissioni in rete e ai volumi di vendita

(mld mc)

25

20

15

10

5

Vendite di energia elettrica (TWh)

0

25 Grossisti

Industriali

Termoelettrici+ autoconsumi

Residenziali

Gas release

2006

20

2007 15

ubicate in ambito urbano (cosiddetto “middle market”). Nel medio termine, in un contesto sempre più concorrenziale del mercato italiano, Eni intende attuare la strategia di difesa della redditività dell’attività commerciale. Eni farà leva sull’ottimizzazione del mix di vendita, focalizzando in particolare i segmenti di mercato più remunerativi, sulla proposizione di un’offerta commerciale competitiva che sfrutterà in modo crescente le potenzialità della dual offer, lanciata nella seconda metà del 2007 con 120.000 clienti acquisiti, e sul controllo dei costi. In termini di volumi Eni intende conseguire al 2011 l’obiettivo di un livello di vendite di almeno 50 miliardi di metri cubi, tenuto conto dell’incremento della pressione competitiva dovuta all’ingresso sul mercato di nuova offerta di gas correlata ai piani di potenziamento in corso delle infrastrutture di importazione.

10

5

0 Mercato libero Borsa elettrica

Siti

GSE/Cip 6

2006 2007

in Italia sarà assicurato mediante l’allocazione ottimale delle proprie disponibilità da approvvigionamento/produzione tra vendite in Italia, nel resto d’Europa e l’impiego del gas nella generazione di energia elettrica presso le proprie centrali, facendo leva anche sulla crescita attesa della domanda.

Vendite e quote di mercato per segmento di utilizzo 2006

2007 Quota di mercato (%)

Var. % 2007 vs 2006

50,05 11,92 2,37 11,77

59,0 14,0

(1,8) 3,3

13,9

(11,7)

19,8 8,8

17,21 6,78 6,08

20,3 8,0

3,2 (8,6)

67,6

56,13 84,9

66,1

(1,7)

Volumi venduti

Quota di mercato (%)

Volumi venduti

Italia a terzi Grossisti Gas release Industriali

50,96 11,54 2,00 13,33

60,4 13,7

Termoelettrici Residenziali Autoconsumi

16,67 7,42 6,13

TOTALE ITALIA Domanda Gas

57,09 84,4

(mld mc)

15,8

53

E N I FAC T B O O K / G A S & P OW E R - L E AT T I V I T À

STRATEGIA DI MARKETING La strategia di marketing Eni punterà alla creazione di valore per i clienti facendo leva sul proprio know how in termini di pricing, sulla personalizzazione del servizio e sulla notorietà del brand. Lo sforzo di marketing sarà focalizzato in particolare sui clienti industriali e del middle e retail market, facendo leva per questi ultimi sullo sviluppo della dual offer. L’offerta commerciale Eni è così articolata: • per i clienti business (grandi e medie industrie), una struttura commerciale dedicata propone un’offerta personalizzata in termini di formule contrattuali e mix di indicizzazioni e servizi di consulenza tecnica articolati in 7 aree di intervento (tra le altre, studi di fattibilità per la cogenerazione, check up delle centrali termiche e degli impianti di regolazione e misura del gas); • per i clienti piccole industrie, terziario, enti pubblici e condomini, oltre a diverse formule contrattuali, il Servizio Energia prevede soluzioni “chiavi in mano” per la gestione globale, la progettazione e la riqualificazione energetica degli impianti, compresi quelli per produzione di energia “fotovoltaica”; • per i clienti retail, la rete di punti vendita in franchising offre la fornitura e l’installazione di apparecchi a gas e i servizi di manutenzione degli impianti di riscaldamento autonomi. Dedicati alle diverse tipologie di clienti, i Contact Center forniscono informazioni, consulenza e assistenza sulla contrattualistica e sugli aspetti amministrativi e normativi a supporto dell’offerta commerciale. Il canale Internet amplia la possibilità di interazione, consentendo ai clienti di effettuare operazioni amministrative e ricevere informazioni sul servizio e su altre tematiche di interesse. Il consolidamento della leadership Eni nel retail market nel quale Eni vanta oltre 6,5 milioni di clienti localizzati in gran parte nelle principali aree urbane del Paese, sarà attuato attraverso l’eccellenza del livello di servizio offerto e la leva della dual offer. In tal modo Eni prevede di fidelizzare la base clienti e acquisirne di nuovi. Parallelamente per mantenere la competitività, Eni attuerà una continua azione di riduzione del “cost to serve”, facendo leva sull’innovazione tecnologica, sullo snellimento dei processi di front e back-end e sullo sfruttamento delle economie di scala cogliendo in particolare le sinergie della dual offer nei processi di gestione e amministrazione dei clienti.

54

1.2 Commercializzazione nel resto d’Europa Nel 2007 le vendite di gas Eni nei mercati del resto d’Europa sono state di 35,02 miliardi di metri cubi, in aumento dello 0,6% rispetto al 2006 per effetto della crescita sui mercati target (+17,6%). Eni intende consolidare la propria posizione di leadership sul mercato europeo incrementando i volumi e la quota. Di seguito è descritta la presenza Eni nei principali mercati target e gli obiettivi commerciali al 2011.

Vendite di gas - mercati target (mld mc)

8

6

4

2

0 Penisola Iberica

Germania Austria

Francia

Nord Europa

Turchia

2006 2007

Francia Eni commercializza gas naturale a clienti industriali e grossisti e intende espandere la quota di mercato nei segmenti piccole medie imprese e retail facendo leva sull’apertura del mercato francese con avvio dal 1° luglio 2007. In particolare, il segmento retail con 11,5 milioni di clienti e consumi pari a circa il 60% dei consumi nazionali di gas presenta significative opportunità di sviluppo. Al 2011 Eni intende conseguire un volume di vendite di 5 miliardi di metri cubi con un tasso di crescita medio annuo del 33%, rispetto al 3% medio atteso per il mercato nel suo complesso. La quota di mercato è prevista passare dal 3 attuale al 9%. La sviluppo di Eni nel mercato francese farà leva sull’espansione delle vendite dirette e sulla partnership con la società Altergaz, della quale Eni ha acquisito nel 2007 il 27,8% del capitale sociale esercitando il controllo congiuntamente agli altri soci. Altergaz è attiva nella vendita di gas ai segmenti piccola industria e retail per un totale di circa 3.500 clienti e un fatturato di circa 60 milioni. Eni supporterà lo sviluppo di Altergaz nei segmenti di interesse attraverso un contratto di fornitura decennale a regime di 1,3 miliardi di metri cubi/anno e il perseguimento di sinergie con le proprie strutture commerciali dirette.

E N I FAC T B O O K / G A S & P OW E R - L E AT T I V I T À

Totale vendite nel resto d’Europa 6,9 0,9

4%

6%

3,2

51,1

6,9

5,0 35 5,0

8,9 6,9

9% 1,6 6,4 16%

17%

4,6 2007

.

Germania Eni è presente nel mercato tedesco del gas naturale sia attraverso la GVS (Gasversorgung Süddeutschland GmbH - Eni 50%), che nel corso del 2007 ha venduto circa 4,94 miliardi di metri cubi (2,47 miliardi in quota Eni), sia con una struttura commerciale diretta. Nel medio termine Eni prevede di incrementare in misura significativa le vendite al segmento business, facendo leva sulle opportunità offerte dall’apertura del mercato tedesco del gas. L’obiettivo al 2011 è di commercializzare circa 6,9 miliardi di metri cubi, con un tasso di crescita medio annuo del 8,4% e una quota di mercato al 2011 di circa il 6%. PENISOLA IBERICA La domanda di gas naturale nella Penisola Iberica è prevista crescere a tassi superiori alla media europea. Portogallo Eni è presente nel mercato portoghese del gas naturale attraverso la società Galp Energia (“Galp” - Eni 33,34%) che nel 2007 ha venduto circa 5,94 miliardi di metri cubi di gas naturale (1,98 miliardi in quota Eni). Nel medio termine le vendite di Galp sono previste stabili. Spagna Eni è presente nel mercato spagnolo del gas naturale sia attraverso Unión Fenosa Gas (“UFG” - Eni 50%), attiva nell’approvvigionamento e nella vendita di gas naturale ai clienti finali e al settore della generazione di energia elettrica, sia con una struttura commerciale diretta. Nel 2007 le vendite di gas di UFG in Europa sono state di 3,64 miliardi di metri cubi (1,82 miliardi in quota Eni). UFG

2007

Mercati Eni

2011

Quota di mercato nel 2011

2011

partecipa con l’80% nell’impianto di liquefazione di Damietta sulla costa egiziana (v. di seguito), nonché con il 7,36% a un impianto di liquefazione in Oman; partecipa inoltre agli impianti spagnoli di rigassificazione presso Sagunto (Valencia) ed El Ferrol (Galizia) con quote rispettivamente del 42,5% e del 18,9%. Eni prevede di aumentare i volumi commercializzati nella Penisola Iberica dagli attuali 6,91 miliardi a circa 8,9 miliardi nel 2011 (+7% il tasso di incremento medio annuo) per effetto della crescita attesa nell’attività di Unión Fenosa Gas, nonché dello sviluppo delle vendite dirette, in particolare al settore termoelettrico spagnolo approvvigionato via GNL. UK/Nord Europa Eni commercializza gas naturale attraverso la struttura North Sea Gas & Power (Eni UK Ltd) che, tra l’altro, vende il gas equity prodotto dai giacimenti Eni nel Mare del Nord ed opera nei principali hubs del Nord Europa (NBP, Zeebrugge, TTF). Eni prevede di incrementare i volumi commercializzati sul mercato UK/Nord Europa dagli attuali 3,2 miliardi di metri cubi a 6,9 mld mc nel 2011 (+21% l’incremento medio annuo). Turchia Eni commercializza gas naturale di provenienza russa trasportato attraverso il gasdotto Blue Stream. Nel 2007 le vendite sono state di 4,62 miliardi di metri cubi di gas. Facendo leva sulla crescita attesa della domanda di gas naturale del Paese, Eni prevede di incrementare le vendite a 6,4 miliardi di metri cubi nel 2011 (+9% l’incremento medio annuo).

55

E N I FAC T B O O K / G A S & P OW E R - L E AT T I V I T À

1.3 Attività di approvvigionamento Eni possiede un vantaggio competitivo rappresentato dall’ampia e diversificata disponibilità di gas naturale sia di produzione, sia in base al portafoglio di contratti di fornitura di lungo termine con i principali Paesi produttori, per un totale di dieci Paesi di provenienza del gas, in nove dei quali anche con una presenza upstream. La durata media dei contratti di approvvigionamento Eni è di circa 22 anni. Nel 2010 i contratti di fornitura di lungo termine consentiranno a Eni di approvvigionare circa 62,4 miliardi di metri cubi di gas naturale, sufficienti a coprire i fabbisogni connessi al programma di espansione delle vendite. Tale pluralità di fonti consente a Eni di dipendere da un solo fornitore per non più del 25% circa del proprio fabbisogno. Lo sviluppo del business del GNL rafforzerà ulteriormente la flessibilità e la diversificazione degli approvvigionamenti e l’integrazione con le operazioni upstream. La presenza di strutture contrattuali flessibili costituisce un ulteriore leva commerciale che Eni può utilizzare per sfruttare eventuali opportunità di mercato, anche in relazione alla disponibilità di un sistema integrato di trasporto e di logistica. La gestione efficace dei rapporti con i Paesi fornitori e il mantenimento di soddisfacenti relazioni di lungo termine rimangono tra le priorità nella conduzione del business gas in considerazione della valenza strategica della sicurezza, della diversificazione e della flessibilità degli approvvigionamenti. Il fabbisogno di gas naturale di Eni nel 2007 (98,96 miliardi di metri cubi) è stato soddisfatto per il 20% con

56

gas di produzione. Gli approvvigionamenti di GNL hanno rappresentato l’8% del totale. I principali flussi di gas equity sono rappresentati dalla produzione: (i) dei giacimenti nazionali (7,87 miliardi di metri cubi); (ii) dei giacimenti libici Wafa e Bahr Essalam la cui produzione è importata in Italia attraverso il gasdotto GreenStream. Nel 2007 i due giacimenti hanno fornito 3,62 miliardi di metri cubi in quota Eni (8,85 miliardi di metri cubi il totale esportato); (iii) dalle aree in produzione nel Mare del Nord britannico e norvegese (5,81 miliardi); (iv) dal Golfo del Messico (1,8 miliardi di metri cubi); (v) dal terminale di liquefazione di Bonny in Nigeria.

2. Le infrastrutture Overview Eni ha accesso alla rete più estesa in Europa di infrastrutture integrate per il trasporto del gas naturale che collega i bacini chiave di consumo con le principali aree di produzione (Africa del Nord, Russia e Mare del Nord). In Italia possiede la quasi totalità della rete nazionale di gasdotti e un importante sistema di reti locali di distribuzione al servizio del retail market. La disponibilità di capacità di rigassificazione in Italia e nella Penisola Iberica, nonché di impianti di stoccaggio assicurano un livello significativo di flessibilità operativa. Questi asset rappresentano nel loro insieme un vantaggio competitivo. Eni sta attuando un piano massiccio di potenziamento

E N I FAC T B O O K / G A S & P OW E R - L E AT T I V I T À

delle infrastrutture di importazione, in particolare da Russia, Algeria e Libia, e di upgrading delle reti nazionali di trasporto e di distribuzione con investimenti programmati nel prossimo quadriennio di circa 5,6 miliardi, per far fronte alla crescita attesa della domanda europea di gas. In particolare la capacità di trasporto è prevista aumentare di circa 10 miliardi di metri cubi nel 2008 e di ulteriori 6 miliardi nel 2009 in relazione ai potenziamenti in corso. 2.1 Attività di trasporto estero Eni dispone dei diritti di trasporto su di un sistema di gasdotti europei dello sviluppo di oltre 4.300 chilometri funzionale all’importazione in Italia del gas naturale proveniente dalle aree di produzione di Russia, Algeria, Mare del Nord e Libia. - il GASDOTTO TAG per l’importazione di gas proveniente dalla Russia dello sviluppo complessivo di 1.140 chilometri (tre linee lunghe ciascuna circa 380 chilometri) e della capacità di transito di 37 miliardi di metri cubi/anno. Dotato di tre stazioni di compressione, attraversa il territorio austriaco dalla località di Baumgarten, punto di consegna del gas al confine austro-slovacco, fino a Tarvisio, punto di ingresso in Italia. È in corso il potenziamento della capacità di transito del gasdotto di 6,5 miliardi di metri cubi/anno con entrata in esercizio a partire dall’ottobre 2008 per la prima tranche da 3,2 miliardi e dal quarto trimestre 2009 per la seconda da 3,3 miliardi. La nuova capacità che sarà disponibile è destinata a terzi operatori; - il GASDOTTO TTPC per l’importazione di gas algerino dello sviluppo complessivo di 742 chilometri (due linee lunghe ciascuna 371 chilometri) e della capacità di trasporto di 27 miliardi di metri cubi/anno. Dotato di tre stazioni di compressione, attraversa il territorio tunisino dalla località di Oued Saf Saf, punto di consegna del gas alla frontiera algerina, fino alla località di Cap Bon, sul Canale di Sicilia, dove si connette con il gasdotto TMPC. È in corso il potenziamento della capacità di trasporto del gasdotto di 6,5 miliardi di metri cubi/anno, di cui 3,2 miliardi con entrata in esercizio nel secondo trimestre 2008 e gli ulteriori 3,3 miliardi dal 1° ottobre 2008. La nuova capacità che sarà disponibile è destinata a terzi operatori. La capacità di transito del gasdotto a valle TMPC (v. di seguito) è già adeguata a supportare il potenziamento programmato del TTPC;

- il GASDOTTO TMPC per l’importazione di gas algerino dello sviluppo complessivo di 775 chilometri (cinque linee lunghe ciascuna 155 chilometri) e della capacità di trasporto di 33,5 miliardi di metri cubi/anno. Realizza l’attraversamento sottomarino del Canale di Sicilia da Cap Bon a Mazara del Vallo, punto di ingresso in Italia; - il GASDOTTO TENP per l’importazione di gas olandese dello sviluppo complessivo di 1.000 chilometri (due linee lunghe ciascuna circa 500 chilometri) e della capacità di transito di 15,5 miliardi di metri cubi/anno. Dotato di quattro stazioni di compressione, attraversa la Germania dalla località di Bocholtz, punto di consegna del gas al confine olandese, fino alla località di Wallbach al confine svizzero. Eni intende incrementare la capacità del gasdotto di 2 miliardi di metri cubi/anno con entrata in esercizio attesa nell’ottobre 2009. È allo studio un’ulteriore fase di espansione della capacità; - il GASDOTTO TRANSITGAS per l’importazione di gas olandese e di gas norvegese dello sviluppo complessivo di 291 chilometri. Dotato di una stazione di compressione, attraversa il territorio svizzero per 165 chilometri di linea principale e 71 chilometri di raddoppio dalla località di Wallbach, dove si connette al gasdotto TENP, fino alla località di Passo Gries, punto di ingresso in Italia. Il gasdotto ha una capacità di transito di 20 miliardi di metri cubi/giorno. Per il trasporto del gas norvegese è stato realizzato un collegamento di 55 chilometri dalla località di Rodersdorf, alla frontiera franco-svizzera, fino alla località di Lostorf, punto di interconnessione con la linea proveniente da Wallbach. Eni sta valutando il progetto di incremento della capacità del gasdotto di 2 miliardi di metri cubi. La final investment decision è subordinata all’ottenimento di tutte le necessarie autorizzazioni; - il GASDOTTO GREENSTREAM entrato in esercizio nell’ottobre 2004 per l’importazione del gas libico prodotto dai giacimenti di Wafa e Bahr Essalam operati da Eni. Il gasdotto, una linea di 520 chilometri della capacità di trasporto di 8 miliardi di metri cubi/anno, realizza l’attraversamento sottomarino del Mare Mediterraneo collegando l’impianto di trattamento di Mellitah sulla costa libica con Gela in Sicilia, punto di ingresso nella rete nazionale di gasdotti. Eni intende incrementare la capacità di trasporto del gasdotto per consentire l’esportazione sul mercato europeo fino a 11 miliardi di metri cubi/anno con entrata a regime nel 2012.

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E N I FAC T B O O K / G A S & P OW E R - L E AT T I V I T À

anean

Sicilia

editerr

Tunisi

Transm

Gela

Malta

Tunisia NC 41 Tripoli Mellitah

Upstream

Libia

Sistema di Trasporto

Wafa

GASDOTTO GREENSTREAM

Eni partecipa con il 50% al gasdotto sottomarino Blue Stream, entrato in esercizio a fine 2002, che collega la Russia alla Turchia attraverso il Mar Nero. Posato a

profondità record (oltre 2.150 metri), il gasdotto sviluppa complessivamente 774 chilometri su due linee e ha una capacità di trasporto di 16 miliardi di metri cubi/anno.

o in fase di potenziamento

SOUTH STREAM

10

Alleanza con Gazprom: progetto South Stream I due partner hanno allo studio un progetto per la realizzazione del nuovo sistema di trasporto su pipeline South Stream che consentirà di importare in Europa gas di provenienza russa attraverso il Mar Nero. ll South Stream sarà costituito da due sezioni: (i) la sezione offshore prevede l’attraversamento del Mar Nero dalla costa russa di Beregovaya (stesso punto di 58

partenza del Blue Stream) a quella bulgara di Varna, con un percorso complessivo di circa 900 chilometri e profondità massime di posa di oltre 2.000 metri; (ii) la sezione onshore prevede l’attraversamento della Bulgaria con due possibili opzioni: una tratta verso Nord Ovest che realizzerebbe l’attraversamento di Serbia e Ungheria per connettersi ai gasdotti provenienti dalla Russia; una tratta verso Sud Ovest che realizzerebbe

E N I FAC T B O O K / G A S & P OW E R - L E AT T I V I T À

l’attraversamento di Grecia e Albania per connettersi alla rete nazionale italiana. Eni e Gazprom realizzeranno il progetto utilizzando le più moderne tecnologie nel rispetto dei più avanzati criteri ambientali. L’implementazione dell’accordo consentirà a Eni di valorizzare le recenti acquisizioni di asset gas in Russia. 2.2 Attività di trasporto in Italia Eni attraverso Snam Rete Gas, società quotata sulla borsa Italiana (Eni 50,04%), possiede la quasi totalità della rete nazionale di trasporto del gas, nonché l’unico terminale di rigassificazione del gas naturale attivo in Italia. A norma del D.Lgs. 164/2000 di apertura del mercato del gas, le attività di trasporto e di rigassificazione in quanto di pubblico interesse sono regolamentate dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas che stabilisce la metodologia di calcolo delle tariffe, fissando in particolare il rendimento del capitale investito. Si tratta pertanto di un business con un contenuto profilo di rischio, in grado di conseguire performance stabili nel tempo. La rete di trasporto Eni si estende per 31.081 chilometri ed è articolata in: i) una rete di trasporto nazionale dell’estensione di 8.548 chilometri, costituita essenzialmente da condotte di grande diametro che trasportano il gas dai punti di ingresso al sistema – i gasdotti di importazione, e i principali centri di produzione nazionale – ai punti di interconnessione con la rete di trasporto regionale e ai siti di stoccaggio. Della rete nazionale di gasdotti fanno parte alcuni gasdotti interregionali funzionali al raggiungimento di importanti aree di mercato; ii) una rete di trasporto regionale dell’estensione di 22.533 chilometri, costituita da condotte di dimensione minore delle precedenti per la movimentazione del gas naturale in ambiti territoriali delimitati, generalmente su scala regionale, per la fornitura del gas ai consumatori industriali e termoelettrici e alle reti di distribuzione urbana del gas.

disponibile3 in corrispondenza del punto di ingresso di Mazara del Vallo è di circa 91 milioni di metri cubi/giorno; per il gas importato dalla Libia: - la linea di 36 pollici, lunga 67 chilometri, che collega Gela, punto di ingresso del gasdotto sottomarino GreenStream, alla rete di trasporto nazionale presso Enna, lungo la dorsale di importazione dall’Algeria. La capacità di trasporto disponibile in corrispondenza di Gela è di circa 30 milioni metri cubi/giorno; per il gas importato dalla Russia: - le due linee del diametro di 42/36 e 34 pollici di circa e dello sviluppo complessivo di circa 900 chilometri che collegano la rete austriaca da Tarvisio (Udine) e, attraversando la Pianura Padana, si estendono fino a Sergnano (Cremona) e Minerbio (Bologna). Il gasdotto è stato potenziato con la posa di una terza linea, del diametro compreso tra 48 e 56 pollici, della lunghezza di 264 chi-

PAESI BASSI E NORVEGIA RUSSIA

GNL

I principali gasdotti della rete nazionale Eni interconnessi con quelli d’importazione sono: per il gas importato dall’Algeria: - le due linee del diametro di 48/42 pollici della lunghezza di circa 1.500 chilometri ciascuna (comprese le linee di diametro inferiore per l’attraversamento sottomarino dello Stretto di Messina) che collegano Mazara del Vallo (Trapani) – punto di interconnessione con le linee di importazione dall’Algeria – a Minerbio (Bologna). Il gasdotto è in fase di potenziamento con la posa di una terza linea del diametro di 48 pollici, lunga 403 chilometri (di cui 309 già in esercizio). La capacità di trasporto

CENTRALI DI COMPRESSIONE CENTRALI DI STOCCAGGIO CENTRALI DI COMPRESSIONE e/o STOCCAGGIO

ALGERIA LIBIA

IN ESERCIZIO NEL 2007

(3) I dati sulla capacità di trasporto disponibile si riferiscono al 1° ottobre data di inizio dell’anno termico.

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E N I FAC T B O O K / G A S & P OW E R - L E AT T I V I T À

lometri da Tarvisio a Zimella (Verona) e con il potenziamento della centrale di compressione di Malborghetto. La capacità di trasporto disponibile al punto di entrata di Tarvisio è di circa 113 milioni di metri cubi/giorno, cui va aggiunta la capacità disponibile al punto di entrata di Gorizia di circa 5 milioni di metri cubi/giorno; per il gas importato dai Paesi Bassi e dalla Norvegia: - la linea dal diametro di 48 pollici e dello sviluppo complessivo di 177 chilometri che collega il sistema di trasporto svizzero a Passo Gries (Verbania) e si estende fino al nodo di Mortara (Pavia) nella Pianura Padana. La capacità di trasporto disponibile al punto di ingresso di Passo Gries è di circa 64 milioni di metri cubo/giorno; per il gas proveniente dal terminale GNL di Panigaglia: - la condotta da 30 pollici della lunghezza di 170 chilometri, che collega il terminale GNL di Panigaglia con la Rete Nazionale nei pressi di Parma. La capacità di trasporto disponibile al punto di entrata di Panigaglia è di circa 13 milioni di metri cubi/giorno. Nel 2007 l’estensione della rete di gasdotti di proprietà di Eni è aumentata di 192 chilometri a seguito della realizzazione di alcune varianti a infrastrutture gia esistenti della rete nazionale (+69 chilometri) e dell’estensione della rete di trasporto regionale (+123 chilometri). Il sistema di trasporto di Eni comprende: (i) dieci centrali di compressione della potenza complessiva di circa 758 megawatt; (ii) cinque terminali marittimi, che connettono le condotte sottomarine a quelle di terra, situati a Mazara del Vallo (Trapani), a Messina, a Favazzina (Reggio Calabria), a Palmi (Reggio Calabria) e a Gela per il gasdotto GreenStream. Le interconnessioni esercite da Snam Rete Gas all’interno della rete di trasporto in Italia sono assicurate da 25 punti (i c.d. “nodi”) di connessione e di smistamento e da 559 aree impiantistiche contenenti impianti di riduzione e di regolazione della pressione. Tali impianti consentono di regolare il flusso del gas naturale all’interno della rete e assicurano il collegamento tra condotte operanti a diversi regimi di pressione. Snam Rete Gas ha allo studio la realizzazione della sezione italiana del nuovo gasdotto di importazione Galsi che collegherà l’Algeria all’Italia attraverso la Sardegna con una capacità di 8 miliardi di metri cubi/anno. La sezione italiana di questa nuova infrastruttura sarà costituita da un tratto onshore che attraverserà la Sardegna e un tratto offshore che raggiungerà la Toscana dove si collegherà con la rete nazionale per uno sviluppo complessivo di 600 chilometri. Galsi sarà responsabile dello sviluppo 60

dell’ingegneria, dell’ottenimento dei permessi e delle principali autorizzazioni necessarie e Snam Rete Gas sarà responsabile della realizzazione dell’opera e della successiva gestione dell’attività di trasporto. Snam Rete Gas ha definito per il prossimo quadriennio un piano di potenziamento della rete con investimenti di circa 4,3 miliardi finalizzati ad adeguare la capacità al previsto incremento dei flussi di importazione di gas. 2.3 Attività di distribuzione L’attività di distribuzione è il trasporto di gas naturale attraverso reti locali di gasdotti prevalentemente a bassa pressione per la consegna ai clienti finali del settore civile, del terziario e della piccola industria in ambito urbano. Eni, attraverso Italgas (Eni 100%) e altre società controllate, esercita l’attività di distribuzione in 1.318 comuni con una rete di gasdotti dell’estensione di circa 49 mila chilometri, 5,6 milioni di utenze e 7,3 miliardi di volumi distribuiti. A norma del D.Lgs. 164/2000 di apertura del mercato del gas, l’attività di distribuzione in quanto pubblico servizio è regolamentata dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas che stabilisce la metodologia di calcolo delle tariffe, fissando in particolare il rendimento del capitale investito. Si tratta pertanto di un business con un contenuto profilo di rischio, in grado di conseguire performance stabili nel tempo. L’attività di distribuzione gas è svolta in regime di concessione tramite affidamento del servizio da parte degli Enti pubblici locali. Relativamente alla durata delle concessioni, il Decreto Legislativo n. 164/00 (Decreto Letta) ha stabilito che tutti gli affidamenti dovranno essere posti in gara entro la scadenza del cosiddetto “periodo transitorio” (al massimo 31/12/2012) e che la nuova durata delle concessioni non potrà superare i dodici anni. Eni intende sviluppare il mercato servito e migliorare efficienza operativa e qualità del servizio. Eni ha definito per il prossimo quadriennio un piano di investimenti di circa 1 miliardo finalizzato allo sviluppo/potenziamento delle reti di distribuzione e all’upgrading tecnologico. L’obiettivo al 2011 è di servire 6 milioni di utenze e di incrementare i volumi fino a 8,3 miliardi di metri cubi. 2.4 Attività GNL Eni intende accelerare lo sviluppo del business del GNL in chiave globale attraverso la realizzazione e/o l’acquisizione di asset nell’intera catena del valore del GNL per cogliere le opportunità offerte dal crescente contributo del GNL al soddisfacimento del fabbisogno energetico globale. L’espansione nel GNL consente a Eni di incrementare le opzioni per monetizzare le proprie riserve equity. L’accesso ai mercati di consumo e la disponibilità di competenze e tecnologie rappresentano per Eni ele-

E N I FAC T B O O K / G A S & P OW E R - L E AT T I V I T À

menti distintivi anche al fine di costituire nuove partnership con società dei paesi produttori. Al 2011 Eni stima vendite di GNL di 14,5 miliardi di metri cubi (comprese le vendite E&P) con un tasso di crescita medio annuo del 5,4%. I principali asset Eni nel GNL sono: Italia Eni possiede l’unico terminale di rigassificazione del GNL attivo in Italia, presso Panigaglia (La Spezia). Il terminale è in grado di immettere nella rete di trasporto nazionale circa 3,5 miliardi di metri cubi/anno in condizioni di massima operatività. Nel 2007 sono stati immessi 2,38 miliardi di metri cubi, di cui circa il 47% per conto Eni. Eni ha in programma l’incremento della capacità dell’esistente terminale di Panigaglia. Il progetto consentirà di incrementare la capacità di importazione in Italia di 4,5 miliardi di metri cubi/anno con entrata a regime nel 2014; l’investimento complessivo previsto è stimato in 359 milioni. Egitto Eni attraverso Unión Fenosa Gas partecipa con il 40% nell’impianto di liquefazione di Damietta che produce circa 5 milioni di tonnellate/anno di GNL equivalenti a circa 7,6 miliardi di metri cubi/anno di gas naturale. I partner del progetto (Unión Fenosa Gas e la società egiziana EGAS con i produttori Eni e BP) hanno definito il piano di raddoppio della capacità dell’impianto. Il progetto è previsto ottenere la ratifica da parte delle competenti autorità egiziane nel primo semestre 2008. Allo scopo di commercializzare la propria quota di gas Eni prevede di realizzare due metaniere dedicate ciascuna della capacità di 155.000 metri cubi.

USA Eni ha in programma lo sviluppo del business GNL nel mercato strategico degli Stati Uniti dove Eni ha acquisito 6 miliardi di metri cubi/anno di capacità di rigassificazione nel terminale di rigassificazione di Cameron in costruzione sulla costa della Louisiana (il terminale avrà una capacità iniziale di 15,5 miliardi di metri cubi/anno, quota Eni 40%). Nell’ambito delle iniziative volte ad assicurare le forniture all’impianto: i) nel febbraio 2007 Eni ha firmato un accordo ventennale con la Nigeria LNG Ltd per l’acquisto di 1,375 milioni di tonnellate/anno di GNL (pari a circa 2 miliardi di metri cubi), derivanti dall’ampliamento della capacità di liquefazione (Train 7) del terminale di Bonny in Nigeria, previsto per il 2012; ii) sono in corso trattative con Brass LNG Ltd per l’acquisto di 1,67 milioni di tonnellate/anno di GNL (pari a circa 2,3 miliardi di metri cubi/anno). Nel dicembre 2007, Eni ha acquisito una quota pari a circa 5,6 miliardi di metri cubi/anno della capacità del terminale di rigassificazione che sarà costruito presso Pascagoula in Mississippi. L’iniziativa è collegata al progetto Angola LNG (v. il settore Exploration & Production) per la realizzazione di un impianto di GNL della capacità di 5,2 milioni di tonnellate/anno destinato al mercato nordamericano. Gli accordi con Sonangol prevedono, tra l’altro, il diritto di Eni di ottenere una quota di gas equity pari a 0,94 miliardi di metri cubi/anno rigassificato presso Pascagoula per la successiva commercializzazione.

Vendite GNL

Spagna Attraverso Unión Fenosa Gas, Eni partecipa con il 21,25% nell’impianto di rigassificazione di Sagunto (Valencia) della capacità di circa 6,7 miliardi di metri cubi/anno. La capacità riservata a Eni è pari a 1,6 miliardi di metri cubi/anno. È in corso il piano di incremento della capacità dell’impianto di 0,8 miliardi di metri cubi/anno con entrata in esercizio nel 2009. Sempre attraverso Unión Fenosa Gas Eni partecipa con il 9,5% nell’impianto di rigassificazione di El Ferrol (Galizia) che è entrato in esercizio commerciale nel novembre 2007. L’impianto ha una capacità di rigassificazione di circa 3,6 miliardi di metri cubi/anno. La capacità riservata in quota Eni sarà pari a 0,4 miliardi di metri cubi/anno.

(mld mc)

15

10

5

0 2006

2007

2011

E&P G&P

61

E N I FAC T B O O K / G A S & P OW E R - L E AT T I V I T À

di, in aggiunta ai circa 2,2 miliardi spesi fino al 2007. Il programma di sviluppo è in corso presso la centrale di Ferrara (Eni 51%) dove in partnership con la società EGL Luxembourg (società del gruppo svizzero EGL), è stata avviata la realizzazione di due nuovi gruppi di potenza a ciclo combinato da 390 megawatt. L’entrata in esercizio è prevista nel 2008. Inoltre nel 2008 è previsto l’avvio della realizzazione di un gruppo di potenza da 240 megawatt presso la centrale di Taranto (capacità attuale 75 megawatt). La tecnologia del ciclo combinato con alimentazione a gas naturale (CCGT) impiegata da Eni consente di ottenere elevati livelli di efficienza e un basso impatto ambientale. Eni stima che a parità di energia prodotta (elettricità e calore) l’adozione della tecnologia CCGT su una produzione di 30 terawattora consentirà di ridurre le emissioni di anidride carbonica di circa 11 milioni di tonnellate rispetto alle emissioni di centrali termoelettriche convenzionali.

3. Generazione di energia elettrica Il business della generazione di energia elettrica è condotto da Eni presso i siti di Ferrera Erbognone, Ravenna, Livorno, Taranto, Mantova, Brindisi e Ferrara. Nel 2007 la produzione di energia elettrica è stata di 25,49 terawattora con un aumento di 0,67 terawattora rispetto al 2006, pari al 2,7%, per effetto essenzialmente del pieno esercizio della centrale di Brindisi; al 31 dicembre 2007 la potenza installata è di 4,9 gigawatt. Entro il 2010 Eni prevede di completare il programma di espansione della capacità di generazione con l’obiettivo di una potenza in esercizio di 5,5 gigawatt e una produzione a regime, nel 2010, di 31 terawattora, corrispondenti a circa l’8% della produzione di energia elettrica prevista in Italia. A regime i volumi di gas approvvigionati saranno di 6 miliardi di metri cubi/anno provenienti dal portafoglio di approvvigionamenti Eni. Gli investimenti in programma per il completamento del piano di espansione ammontano a 0,5 miliar-

Schema di impianto turbogas in ciclo combinato En. Elettrica

Utenze di sito Vapore MP

Generatore

Vapore BP

Turbina a vapore

Turbina a vapore

Generatore

Compressore aria

Vapore HP

gas naturale

Espansione

Fiumi caldi

Vapore MP

En. Elettrica

TURBOGAS Aria Acqua Recupero vapore Vapore in entrata alle turbine Vapore in uscita dalle turbine Vapore alle utenze di sito Acqua Aria Metano Energia elettrica

62

Acqua raffreddamento

E N I FAC T B O O K / G A S & P OW E R - P R I N C I PA L I DAT I

Approvvigionamento di gas naturale

2004

2005

2006

2007

Italia Russia per Italia

11,30 20,62

10,73 21,03

10,21 21,30

8,65 18,79

Russia per Turchia Algeria Paesi Bassi

1,60 18,86 8,45

2,47 19,58 8,29

3,68 18,84 10,28

4,65 16,55 7,74

Norvegia Libia

5,74 0,55

5,78 4,61

5,92 7,70

5,78 9,24

Regno Unito Ungheria Croazia

1,76 3,57 0,35

2,28 3,63 0,43

2,50 3,28 0,86

3,15 2,87 0,54

Algeria (GNL) Altri (GNL)

1,27 0,70

1,45 0,69

1,58 1,57

1,86 2,32

Altri acquisti Europa Extra Europa

0,12 1,20

0,41 1,18

0,78 0,77

0,76 0,90

Estero Totale approvvigionamenti delle società consolidate Prelievi (immissioni) da (a) stoccaggio

64,79 76,09 0,93

71,83 82,56 0,84

79,06 89,27 (3,01)

75,15 83,80 1,49

Perdite di rete e differenze di misura Disponibilità per la vendita delle società consolidate

(0,53) 76,49

(0,78) 82,62

(0,50) 85,76

(0,46) 84,83

5,84 4,70

7,08 4,51

7,65 4,69

8,74 5,39

87,03

94,21

98,10

98,96

2004

2005

2006

2007

Italia Grossisti Gas release Industriali

53,78 13,87 0,54 12,39

58,08 12,05 1,95 13,07

57,09 11,54 2,00 13,33

56,13 11,92 2,37 11,77

Termoelettrici Residenziali Autoconsumi Resto d’Europa

15,92 7,36 3,70 26,84

17,60 7,87 5,54 29,91

16,67 7,42 6,13 34,81

17,21 6,78 6,08 35,02

Importatori in Italia Mercati target Penisola Iberica

10,96 15,88 3,59

11,53 18,38 4,59

14,10 20,71 5,24

10,67 24,35 6,91

Germania - Austria Turchia Nord Europa

3,96 1,60 2,93

4,23 2,46 2,93

4,72 3,68 2,62

5,03 4,62 3,15

Ungheria Francia Altro Extra Europa

3,35 0,15 0,30 1,71

3,39 0,15 0,63 1,71

3,10 1,07 0,28 1,51

2,74 1,62 0,28 2,42

4,70 87,03

4,51 94,21

4,69 98,10

5,39 98,96

(mld mc)

Disponibilità per la vendita delle società collegate Volumi E&P Totale disponibilità per la vendita

Vendite di gas per mercato

E&P in Europa e nel Golfo del Messico Totale vendite gas mondo

(mld mc)

63

E N I FAC T B O O K / G A S & P OW E R - P R I N C I PA L I DAT I

Vendite di gas per entità

(mld mc)

Vendite delle società consolidate Italia (inclusi autoconsumi) Resto d’Europa Extra Europa Vendite delle società collegate (quota Eni) Italia Resto d’Europa Extra Europa E&P in Europa e nel Golfo del Messico Totale vendite mondo

Vendite di energia elettrica

(TWh)

Mercato libero Borsa elettrica Siti GSE/CIP 6

Volumi di gas naturale trasportati in Italia (a)

(mld mc)

Eni Terzi Enel Edison Gas Altri

2004

2005

2006

2007

76,49 53,78

82,62 58,01

85,76 57,07

84,83 56,08

21,54 1,17

23,44 1,17

27,93 0,76

27,86 0,89

5,84

7,08 0,07

7,65 0,02

8,74 0,05

5,30 0,54 4,70 87,03

6,47 0,54 4,51 94,21

6,88 0,75 4,69 98,10

7,16 1,53 5,39 98,96

2004

2005

2006

2007

9,68 2,56 2,45

14,76 7,74 2,71

16,22 9,67 2,70

20,73 8,66 2,81

2,26 16,95

2,35 27,56

2,44 31,03

0,99 33,19

2004

2005

2006

2007

52,15 28,26

54,88 30,22

57,09 30,90

52,39 30,89

9,25 8,00 11,01 80,41

9,90 7,78 12,54 85,10

9,67 8,80 12,43 87,99

9,36 7,16 14,37 83,28

(a) Comprendono le quantità destinate agli stoccaggi nazionali.

Infrastrutture di trasporto

Tratta

Lunghezza linea principale (chilometri)

Linee

Diametro

(n.)

(pollici)

(bar)

(mln mc/g)

1.540

2/3

48/42

75

90,7

7

2/3 56/48/42/36/34 1/2 48/34

58/70 54/75

112,6 63,5

2 1

Italia Mazara del Vallo-Minerbio (in potenziamento) Tarvisio-Sergnano-Minerbio (in potenziamento) Passo Gries-Mortara Estero (a) (b) TENP (Bocholtz-Wallbach) Transitgas (Rodersdorf-Lostorf)

450 177

Capacità di trasporto

Capacità di transito

(mld mc/a)

(mln mc/g)

Capacità Stazioni di di transito compressione (mld mc/a)

(n.)

36/38/40

63

23

44,8

15,5

4

165

2 1+1 da 71 km + 1 da 55 km

36/48

75,8

28

60,6

20

1

380 371 155

3 2 5

36/38/40/42 48 20/26

117 82,3 100,5

43 27 33,5

93,6 81,2 100,5

37 27 33,5

3 3

GreenStream (Mellitah-Gela) (d) 520 1 Blue Stream (Beregovaya-Samsun) (d) 390 1+1 da 382,5 km

32 24

24,4 48

8 16

24,4 48

8 16

1 1

TAG (Baumgarten-Tarvisio) (in potenziamento) (c) TTPC (Oued Saf Saf-Cap Bon) TMPC (Cap Bon-Mazara del Vallo)

500

Pressione Capacità min-max di trasporto (e)

(a) Valori riferiti al 31 dicembre 2007. (b) Le capacità sono riferite al gas in condizioni standard: pressione 1,01325 bar; temperatura 288,15 gradi Kelvin. (c) Valori riferiti al 1 gennaio 2008. (d) valori riferiti al funzionamento a regime del sistema di trasporto. (e) Per i gasdotti italiani si riferisce alla capacità nei Punti di Entrata interconnessi con i gasdotti di importazione. La capacità di trasporto comprende sia la capacità di transito sia il massimo quantitativo giornaliero destinato ai mercati locali e prelevato in vari punti lungo il gasdotto. La capacità di transito è la massima portata giornaliera entrante in vari punti di immissione del gasdotto e trasportata fino alla struttura di trasporto immediatamente a valle.

64

E N I FAC T B O O K / G A S & P OW E R - P R I N C I PA L I DAT I

Distribuzione Italia

2004 8,14

2005 8,65

2006 7,54

2007 7,44

7,73 0,41

8,13 0,52

6,90 0,64

6,39 1,05

46.954 5.418.262 1.227

48.146 5.838.085 1.282

48.724 5.550.700 1.317

48.746 5.598.677 1.318

2005 3,7 0,7

2006 6,4 1,5

2007 8,0 1,2

Penisola Iberica Mercati extra europei

3,0

4,4 0,5

5,6 1,2

Vendite E&P Terminali:

3,3

3,5

3,7

Bontang (Indonesia) Point Fortin (Trinidad e Tobago) Bonny (Nigeria) Darwin (Australia)

1,2 0,6 1,5

0,9 0,4 1,8 0,4

0,7 0,6 2,0 0,4

7,0

9,9

11,7

Entrata in esercizio effettiva/ programmata

Alimentazione

Volumi vettoriati

(mld mc)

vs Eni vs terzi Rete installata Misuratori attivi Comuni serviti

Vendite di GNL

(km) (n. utenze) (n.) (mld mc)

Vendite G&P Italia

Centrali elettriche EniPower Capacità installata al 2006

Capacità installata al 2007

Capacità installata a regime (2011)

(GW)

(GW)

(GW)

Brindisi Ferrera Erbognone Livorno Mantova

1,5 1,0 0,2 0,9

1,5 1,0 0,2 0,9

1,3 1,0 0,2 0,9

2006 2004 2000 2005

gas gas/syngas gas gas

Ravenna Taranto

1,1 0,1

1,1 0,1

1,0 0,3

2004 2009

gas gas

Ferrara

0,1 4,9

0,1 4,9

0,8 5,5

2008

gas

2004

2005

2006

2007

2.617 695

4.384 563

4.775 616

4.860 720

89

96

136

137

(mgl t)

13,85 10.040

22,77 10.660

24,82 10.287

25,49 10.849

(GW)

3,3

4,5

4,9

4,9

Centrali elettriche

La capacità installata a regime è al netto della chiusura degli impianti obsoleti.

Generazione elettrica Acquisti Gas naturale Altri combustibili

(mln mc) (mgl tep)

- di cui vapore cracking Produzioni Produzione di energia elettrica Produzione venduta di vapore Capacità installata

(TWh)

65

E N I FAC T B O O K / G A S & P OW E R - P R I N C I PA L I DAT I

Investimenti tecnici Italia Estero Mercato Italia Estero Distribuzione Trasporto Italia Estero Generazione elettrica

66

(€ mln)

2004 1.236 215 1.451

2005 1.066 86 1.152

2006 1.014 160 1.174

2007 1.063 303 1.366

56 36 20

40 2 38

63 63

52 2 50

187 757 562 195

182 691 643 48

158 724 627 97

195 944 691 253

451 1.451

239 1.152

229 1.174

175 1.366

E N I FAC T B O O K / R E F I N I N G & M A R K E T I N G

Refining & Marketing

Principali indicatori di performance Ricavi (a)

(€ mln)

Utile operativo Utile operativo adjusted

2004

2005

2006

2007

26.089

33.732

38.210

36.401

1.080

1.857

319

729

923

1.214

790

329

Utile netto adjusted

674

945

629

319

Investimenti tecnici

693

656

645

979

Capitale investito netto adjusted a fine periodo ROACE adjusted Lavorazioni in conto proprio Grado di conversione del sistema Capacità bilanciata delle raffinerie Vendite di prodotti petroliferi rete Europa a marchio Agip Stazioni di servizio rete Europa a marchio Agip (a fine periodo) Erogato medio per stazioni di servizio rete Europa a marchio Agip Dipendenti a fine periodo

4.835

5.326

5.766

7.149

(%)

13,0

18,2

10,7

5,0

(mln ton)

37,69

38,79

38,04

37,15

(%)

42

56

57

56

(mgl bbl/g)

681

701

711

748

(mln ton)

12,35

12,42

12,48

12,65

(n.)

6.225

6.282

6.294

6.441

(mgl litri)

2.488

2.479

2.470

2.486

(n.)

9.224

8.894

9.437

9.428

(a) Prima dell'eliminazione dei ricavi infrasettoriali.

67

E N I FAC T B O O K / R E F I N I N G & M A R K E T I N G - H I G H L I G H T

2007 Highlight

particolare alla contrazione del differenziale di prezzo tra i greggi leggeri e pesanti che ha ridotto il vantaggio competitivo delle raffinerie complesse Eni di processare materie prime di minore costo.

SVILUPPI DI PORTAFOGLIO È stata acquistata una rete di 102 stazioni di servizio in Repubblica Ceca, Repubblica Slovacca e Ungheria. La transazione comprende anche le attività commerciali negli aeroporti di Praga e Bratislava e la commercializzazione di lubrificanti. È stata acquisita l’ulteriore quota del 16,11% nella Ceska Rafinerska incrementando la partecipazione nella raffineria al 32,4% corrispondente a circa 2,6 milioni di tonnellate/anno di capacità di lavorazione. L’operazione supporta la strategia di crescita selettiva in Europa. Nell’ambito degli accordi firmati nel dicembre 2005 tra i soci di maggioranza di Galp Energia (Eni 33,34%, Amorim Energia e Caixa Geral de Depósitos), la società portoghese ha esercitato l’opzione di acquisto delle attività Eni di commercializzazione di prodotti petroliferi sui mercati rete ed extrarete nella Penisola Iberica. L’operazione soggetta all’approvazione delle competenti autorità antitrust riguarda in particolare 371 stazioni di servizio. Il perfezionamento è atteso nel corso del 2008. RISULTATI FINANZIARI ED OPERATIVI Nel 2007 l’utile netto adjusted di €319 milioni è diminuito di €310 milioni (-49,3%) per effetto della riduzione dei margini di raffinazione e dell’apprezzamento dell’euro sul dollaro. Sul peggioramento del risultato ha influito anche la flessione del risultato delle attività marketing in Italia. I margini di raffinazione realizzati sono stati penalizzati dall’andamento negativo dello scenario dovuto in

Il ROACE adjusted è stato del 5%, in diminuzione rispetto al 2006 (10,7%). Sono stati investiti €979 milioni per il miglioramento del grado di conversione e della flessibilità delle raffinerie, per la logistica e per il potenziamento della rete di distribuzione di carburanti in Italia e nel resto d’Europa. Le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio (37,15 milioni di tonnellate) sono diminuite di circa 0,89 milioni di tonnellate rispetto al 2006 (-2,3%) per effetto della cessazione del contratto di lavorazione sulla raffineria di terzi di Priolo. A struttura omogenea, le lavorazioni hanno registrato una crescita dell’1,5% per le migliori performance di Livorno e Gela. La quota di mercato rete in Italia è del 29,2%. Le vendite di carburanti di 8,62 milioni di tonnellate sono diminuite dello 0,5%, per effetto principalmente del calo dei consumi nazionali. Le vendite di carburanti sui mercati rete nel resto d’Europa (4,03 milioni di tonnellate) sono aumentate del 5,5% in particolare in Europa Centro-Orientale per effetto della crescita per linee esterne. Nel 2007 sono stati aperti/ristrutturati 89 outlet per la fornitura di prodotti e servizi non oil su altrettante stazioni di servizio della rete italiana. Il fatturato non oil della rete europea è stato di €144 milioni, in crescita del 6% rispetto al 2006. Investimenti in raffinazione e grado di conversione delle raffinerie

Indicatori di performance

(€ mln)

(mgl bbl/g)

900

600

18,2%

57%

60% 56%

400

600 10,7%

200

300 5,0%

0

0 2005 Vendite rete Lavorazioni in conto proprio ROACE adjusted

68

2006

2007

2006 Investimenti in raffinazione Grado di conversione

2007

media annua 2008-2011

E N I FAC T B O O K / R E F I N I N G & M A R K E T I N G - S T R AT EG I E

Ciclo di produzione prodotti petroliferi 2007 (mln ton)

PRODUZIONE ENI 31,57

GREGGI DA TERZI 27,99

TRADING DI GREGGI 25,82 VARIAZIONE SCORTE E CALI DI TRASPORTO 0,18 PRODUZIONI 35,22

SEMILAVORATI DA TERZI 3,59

LAVORAZIONI IN C/PROPRIO 37,15

C+P: 1,93

VENDITE RETE 8,62

MERCATO NAZIONALE 28,05 ACQUISTO PRODOTTI FINITI 16,14

VENDITE EXTRARETE 11,09

PRODUZIONE EE 1,13 DISPONIBILITÀ DI PRODOTTI 51,28

ALTRI CANALI 8,34

VENDITE RETE 4,03

MERCATI ESTERI 22,10

DECREMENTO SCORTE 0,08

VENDITE EXTRARETE 4,96

ALTRI CANALI 13,11

Strategie Eni è leader nella raffinazione e nel marketing dei prodotti petroliferi in Italia e vanta un solido posizionamento competitivo in diversi Paesi europei. Le attività di raffinazione e marketing dei prodotti petroliferi Eni costituiscono un sistema integrato con il supporto di asset di valore nella logistica, in grado di massimizzare le economie di costo e di generare apprezzabili ritorni sul capitale investito. Il know-how tecnologico nella raffinazione, la notorietà del marchio Agip, la capacità di sviluppare carburanti innovativi, nonché l’integrazione a monte con le attività upstream rappresentano i principali vantaggi competitivi del business. Nel medio termine Eni intende migliorare in misura significativa la redditività del settore Refining & Marketing. Le linee guida strategiche per conseguire questo obiettivo sono: ■ ■ ■ ■

Rafforzare il sistema di raffinazione Massimizzare il valore della rete Italia Sviluppare il business estero in modo selettivo Migliorare l’efficienza e l’efficacia operativa

L’attuazione di tali linee strategiche farà leva nel prossimo quadriennio su di un importante programma di investimenti di circa €4 miliardi finalizzati a rafforzare il sistema di raffinazione attraverso l’incremento della capacità di conversione e del grado di flessibilità e di efficienza delle raffinerie. Gli investimenti nella rete sono destinati a migliorare il posizionamento competitivo in Italia e a sviluppare la presenza in selezionati mercati europei. 69

E N I FAC T B O O K / R E F I N I N G & M A R K E T I N G - T R E N D D I M E R C ATO / L E AT T I V I T À

Trend di mercato Raffinazione Le decisioni di investimento di Eni nel settore della raffinazione si basano sulle seguenti previsioni del management in ordine all’evoluzione dello scenario competitivo nel medio e nel lungo termine: i) il significativo ridimensionamento della domanda europea di benzina e olio combustibile a fronte della crescita dei consumi di gasolio per autotrazione in relazione al processo di rinnovo del parco auto e all’efficienza nei consumi stimolata dagli elevati prezzi dei carburanti; questo determinerà un probabile aggravamento del surplus di offerta di benzina in Europa e un deficit sul gasolio in particolare nell’area Mediterranea; ii) la minore dinamica attesa della domanda di benzina nel mercato statunitense che riflette la diffusione di modelli maggiormente improntati all’efficienza energetica e la crescente sostituzione con i biocarburanti; iii) la crescente domanda di distillati medi (oltre al già citato diesel per motori, carburanti per aviazione e cariche petrolchimiche); iv) l’implementazione a livello comunitario di normative ambientali sempre più stringenti che comporteranno la necessità di importanti investimenti di upgrading delle raffinerie; v) la concentrazione dei piani di espansione della capacità di raffinazione in Medio Oriente in funzione essenzialmente dei vantaggi di costo e del soddisfacimento dei flussi di domanda provenienti dall’Asia; vi) le opportunità legate alla valorizzazione dei greggi pesanti e delle risorse non convenzionali. In tale contesto, Eni intende attuare una strategia di investimento selettiva finalizzata ad adeguare le produzioni all’evoluzione attesa della domanda e a monetizzare il know-how e la disponibilità di tecnologie chiave (conversione totale del barile e produzione di carburanti di qualità). Saranno valutate opportunità di progetti integrati con l’upstream in Paesi di consolidata presenza, in corrispondenza di snodi strategici dei flussi di greggio o per entrare in aree che consentono l’accesso alle riserve di idrocarburi.

Marketing Nel marketing dei carburanti in Europa Eni prevede l’intensificarsi della competizione sul prezzo alla pompa da parte sia dei competitor tradizionali (compagnie petrolifere internazionali o regionali) sia di operatori non petroliferi

70

(grande distribuzione e operatori senza brand) in un contesto di contenuta dinamica dei consumi di carburanti. Eni intende far fronte alla price competition migliorando la qualità dell’offerta commerciale attraverso l’implementazione di standard di servizio più elevati e l’innovazione sia nei carburanti sia nelle modalità di distribuzione dei prodotti/servizi non oil.

Le attività 1. Raffinazione Il sistema di raffinazione Eni ha una capacità bilanciata complessiva di circa 38,1 milioni di tonnellate (748 mila barili/giorno) e un indice di conversione del 56%. Nel 2007 le lavorazioni in conto proprio sono state di 37,15 milioni di tonnellate. Le sole raffinerie di proprietà (cinque impianti) hanno una capacità bilanciata di 27,2 milioni di tonnellate (544 mila barili/giorno) e un indice di conversione del 58,6%. Nel prossimo quadriennio Eni intende incrementare la redditività dell’attività di raffinazione, cogliendo le opportunità offerte dallo scenario, attraverso l’attuazione di un importante programma di investimenti di circa €2,4 miliardi. Le principali azioni programmate sono finalizzate: (i) all’incremento della capacità di conversione per incrementare la resa in distillati medi e valorizzare la maggiore disponibilità attesa di greggi di produzione Eni sull’area del Mediterraneo; (ii) al miglioramento della flessibilità al fine di ottimizzare le cariche lavorate; (iii) all’ottenimento di produzioni adeguate all’evoluzione attesa della domanda di prodotti petroliferi, anche in relazione agli sviluppi normativi in ambito comunitario relativi alle specifiche ambientali dei carburanti; (iv) al miglioramento dell’efficienza. Gli obiettivi al 2011 sono il conseguimento di un indice di complessità del 60% (65% per il sistema di raffinazione Italia) e un volume di lavorazioni in conto proprio di 37 milioni di tonnellate (il dato comparabile per il 2007 è di 35 milioni di tonnellate che esclude le lavorazioni su raffinerie non partecipate). La resa in distillati medi è prevista passare dal 41% del 2007 al 43%; le lavorazioni di greggi equity dal 30% al 35%. ITALIA Il sistema di raffinazione Eni in Italia è costituito da cinque raffinerie di proprietà e dalla quota di partecipazione del 50% nella raffineria di Milazzo in Sicilia. Ciascuna delle raffinerie Eni in Italia ha una propria connotazione operativa e strategica finalizzata a massimizzare il valore associato alla struttura impiantistica, al

E N I FAC T B O O K / R E F I N I N G & M A R K E T I N G - L E AT T I V I T À

posizionamento geografico rispetto ai mercati di sbocco e all’integrazione con le attività Eni. SANNAZZARO: con una capacità di raffinazione primaria bilanciata di 170 mila barili/giorno e un indice di conversione del 46,6% è una delle raffinerie più efficienti d’Europa. Situata nella Pianura Padana, rifornisce principalmente i mercati dell’Italia Nord Occidentale e della Svizzera. L’elevata flessibilità della raffineria consente di lavorare un’ampia varietà di greggi, tra gli altri, il greggio CPC Blend proveniente dal Mar Caspio attraverso l’oleodotto CPC e il greggio Bonga dalla Nigeria. Dal punto di vista logistico, la raffineria si colloca lungo il tracciato dell’Oleodotto dell’Europa Centrale che collega il terminale di Genova con la Svizzera francese. La raffineria dispone di due impianti di distillazione primaria e di relative facility, in particolare tre unità di desolforazione. La conversione si attua attraverso l’unità di cracking catalitico a letto fluido (FCC), l’unità di conversione distillati medi mild hydrocracking (HDCK) e l’unità di conversione termica visbreaking alla quale è associata un’unità di gassificazione del tar (residuo pesante da visbreaker) per la produzione di gas di sintesi destinato all’alimentazione della vicina centrale termoelettrica EniPower di Ferrera Erbognone. Eni sta attuando un importante piano di upgrading della

capacità di conversione e del grado di flessibilità della raffineria con l’obiettivo di renderla un impianto world class, in particolare è in fase di realizzazione un’unità di hydrocraking in grado di processare 28 mila barili/giorno con entrata in esercizio attesa nel 2009. Tra gli altri progetti è previsto lo sviluppo di un impianto di conversione a tecnologia EST della capacità di 20 mila barili/giorno e con avvio atteso nel 2012 per la produzione di distillati medi pregiati con azzeramento della resa in olio combustibile. TARANTO: con una capacità di raffinazione primaria bilanciata di 110 mila barili/giorno e un indice di conversione del 64,3% è in grado di lavorare un’ampia varietà di greggi e di semilavorati. Produce prevalentemente prodotti per autotrazione e per riscaldamento destinati al rifornimento dei mercati dell’Italia meridionale. Dispone, oltre che degli impianti di distillazione primaria e delle relative facility, tra cui due unità di desolforazione, di un’unità di conversione termica a due stadi (visbreaking/thermal cracking) e un’unità di conversione spinta (RHU) che consente di trasformare, in presenza di idrogeno, residui ad alto contenuto di zolfo in prodotti pregiati e in una carica riutilizzabile per il cracking catalitico. Lavora la maggior parte del greggio prodotto da Eni nei giacimenti della Val d’Agri, trasportato a Taranto

mlg bbl/g

Eni: prima per capacità di conversione in Europa 56% FCCeq

(32,4%) Capacità: 53

Eni: prima per capacità nel Mediterraneo 748 mgl bbl/g

Oil

80

SISTEMA DI RAFFINAZIONE ENI AL 2007

71

E N I FAC T B O O K / R E F I N I N G & M A R K E T I N G - L E AT T I V I T À

attraverso l’oleodotto Monte Alpi (nel 2007 ne sono state lavorate 2,5 milioni di tonnellate). Eni ha in programma l’upgrading della capacità di conversione della raffineria attraverso la realizzazione di impianti che consentiranno di valorizzare parte degli oli combustibili e semilavorati prodotti, attualmente destinati all’export. GELA: con una capacità di raffinazione primaria bilanciata di 100 mila barili/giorno e un indice di conversione del 143,5% costituisce un polo integrato a monte con la produzione di greggi pesanti dei giacimenti siciliani e a valle con gli adiacenti impianti petrolchimici Eni. Situata sulla costa meridionale della Sicilia, produce prevalentemente combustibili per autotrazione e cariche petrolchimiche. L’elevato livello di conversione è assicurato dall’unità di cracking catalitico integrata a monte con un gofiner che migliora la qualità della carica, due unità di coking per la conversione del residuo atmosferico e da vuoto, integrati in modo da trattare i residui pesanti fino all’ottenimento di prodotti pregiati. La centrale termoelettrica della raffineria è dotata di moderni impianti di trattamento dei fumi che consentono il rispetto dei più elevati standard ambientali. Il programma di upgrading di Gela prevede il potenziamento della centrale di sito, la realizzazione di una nuova unità di generazione a gas e altre facility con l’obiettivo di aumentare la redditività sfruttando le sinergie derivanti dall’integrazione raffinazione-produzione e vendita di energia elettrica. LIVORNO: con una capacità di raffinazione primaria bilanciata di 84 mila barili/giorno e un indice di conversione dell’11,4% produce prevalentemente benzine, gasoli, olio combustibile per bunkeraggi e basi lubrificanti. Dispone, oltre che degli impianti di distillazione primaria, di due linee di produzione di lubrificanti. Il collegamento con le strutture portuali di Livorno e con i depositi di Firenze attraverso due oleodotti consente di ottimizzare le attività di ricezione, movimentazione e distribuzione dei prodotti. PORTO MARGHERA: con una capacità di raffinazione primaria bilanciata di 80 mila barili/giorno e un indice di conversione del 20% rifornisce principalmente i mercati dell’Italia Nord Orientale e dell’Austria. Dispone, oltre che degli impianti di distillazione primaria, di un impianto di conversione termica a due stadi (visbreaking/thermal cracking) per l’aumento delle rese di prodotti pregiati. ESTERO In Germania Eni possiede la partecipazione dell’8,3% nella raffineria di SCHWEDT e una partecipazione del 20% nella 72

BAYERNOIL, un polo di raffinazione integrato che comprende le raffinerie di Ingolstadt, Vohburg e Neustadt. La capacità di raffinazione in quota Eni è di circa 70 mila barili/giorno utilizzata per l’approvvigionamento delle reti di distribuzione in Baviera e nella Germania Orientale. È in programma la ristrutturazione del polo di Bayernoil attraverso la realizzazione di un nuovo hydrocracker da circa 2 milioni di tonnellate/anno (40 mila barili/giorno), il revamping di alcuni impianti (tra cui un reformer e un hydrofiner) e la chiusura di un’unità di topping. Il progetto con completamento atteso nel 2009 è finalizzato a incrementare le rese in distillati medi e a ridurre la produzione di benzina. Con l’acquisto della quota del 16,11% perfezionato nel 2007, Eni partecipa con il 32,4% nella Società Ceska Rafinerska che possiede e gestisce le due raffinerie di Kralupy e Litvinov nella Repubblica Ceca; la capacità di raffinazione bilanciata in quota Eni è di circa 53 mila barili/giorno. Indicatore di efficienza energetica* su base EII %

100 95 90 85 80 75 70 2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

* L'indice di efficienza energetica misura la variazione percentuale dei consumi del circuito raffinerie ENI R&M a seguito di investimenti migliorativi di Energy Saving; la base di riferimento è l'anno 2000.

2. Logistica Eni è leader in Italia nello stoccaggio e nel trasporto di prodotti petroliferi disponendo di una struttura logistica integrata composta da un sistema di 12 depositi di proprietà a gestione diretta distribuiti sul territorio nazionale e di una rete di oleodotti. Eni partecipa in 5 società costituite con i più importanti operatori petroliferi nazionali nelle aree di Vado Ligure Genova (Petrolig), Arquata Scrivia (Sigemi), Venezia (Petroven), Ravenna (Petra) e Trieste (DCT), con l’obiettivo di ridurre i costi e migliorare l’efficienza gestionale. Eni opera nel settore del trasporto di petrolio e di prodotti petroliferi: (i) via terra attraverso una rete di oleodotti della lunghezza complessiva di 2.130 chilometri (di cui 1.315 di proprietà); (ii) via mare mediante l’utilizzo di

E N I FAC T B O O K / R E F I N I N G & M A R K E T I N G - L E AT T I V I T À

Razionalizzazione della logistica HUB Nord-Ovest

HUB Nord-Est 2

1

3 HUB Centro

HUB Sud-Est 4 5 HUB Sud-Ovest

contratti di noleggio spot e a termine di navi cisterna. La distribuzione secondaria dei prodotti per il mercato rete ed extrarete è effettuata quasi esclusivamente mediante la gestione di vettori terzi proprietari anche dei mezzi. Nel medio termine, Eni intende migliorare il livello di efficienza della logistica attraverso: (i) l’implementazione di un modello di logistica primaria ad “hub” che prevede la centralizzazione dei flussi di movimentazione su di un’unica piattaforma con conseguimento di economie di scala e incremento di efficacia nella conduzione delle operazioni attraverso il monitoraggio in tempo reale; (ii) l’introduzione di modalità operative più efficienti nella raccolta/evasione degli ordini con l’obiettivo di ridurre il costo unitario delle consegne.

3. Marketing Vendite rete in Europa (mld litri)

16

12

8

4

0 2005 Italia Resto d’Europa

2006

2007

RETE ITALIA In Italia Eni è leader con il marchio Agip nella distribuzione di prodotti petroliferi sul mercato rete. A fine 2007 la rete di distribuzione Eni è costituita da 4.390 stazioni di servizio, le vendite di carburanti Eni sulla rete sono state di circa 11 miliardi di litri (8,62 milioni di tonnellate) con un erogato medio di 2,44 milioni di litri e una quota di mercato del 29,2%. Eni intende rafforzare il posizionamento competitivo nel mercato rete Italia attraverso il miglioramento del servizio e degli standard qualitativi del punto vendita, la proposizione di iniziative di marketing innovative volte a fidelizzare i diversi segmenti di clientela, l’offerta di carburanti premium e lo sviluppo di format innovativi per il non oil. Notevole attenzione sarà dedicata al perseguimento di elevati livelli di efficienza operativa. Nel prossimo quadriennio sono stati programmati investimenti di circa €0,7 miliardi per la realizzazione, il potenziamento e la ristrutturazione degli impianti, nonché per l’adeguamento agli obblighi di legge in materia ambientale. Nel 2011 Eni prevede di conseguire un livello di vendite di circa 11,4 miliardi di litri (circa 11 miliardi nel 2007) avvalendosi di una rete di circa 4.400 stazioni di servizio di cui il 75% di proprietà. Carburanti premium Eni intende proseguire l’innovazione nei carburanti consolidando l’esperienza maturata con la linea di “carburanti Blu” che a partire dal quarto trimestre 2007 è stata arricchita con il lancio di BluDieselTech, gasolio privo di zolfo con additivi in grado di massimizzare l’azione pulente sugli iniettori dei motori che permette di migliorare le performance in termini di maggiore fluidità di marcia ed efficienza. Nel 2007 le vendite di BluDiesel – il gasolio a elevate prestazioni e contenuto impatto ambientale – sono state di 735 mila tonnellate (850 milioni di litri), pari al 14% dei volumi di gasolio commercializzati da Eni sulla rete. Le vendite di BluSuper – la benzina a elevate prestazioni e contenuto impatto ambientale lanciata sul mercato nel giugno 2004 – sono state di 98 mila tonnellate (114 milioni di litri), pari al 3% dei volumi di benzina commercializzati da Eni sulla rete. Iniziative promozionali Lanciata nel marzo 2007, la campagna “You&Agip” è un programma innovativo di fidelizzazione della base clienti, ideato per rispondere alle esigenze dei diversi segmenti di clientela. Il programma riconosce premi agli automobilisti in funzione dei volumi di carburante acquistato attraverso l’accredito di punti premio su una card. Il carattere innovativo di You&Agip è dato dalla “nominatività” della card, dalla molteplicità di opzioni di accumulo 73

E N I FAC T B O O K / R E F I N I N G & M A R K E T I N G - L E AT T I V I T À

e fruizione dei punti, dall’ampio catalogo premi e dalla durata temporale (tre anni). A fine 2007 sono attive 3,9 milioni di fidelity card del programma; nel 2007 il volume venduto attraverso il programma è stato pari a circa il 40,1% dell’erogato delle stazioni di servizio aderenti all’iniziativa, corrispondente a circa il 39,4% dell’erogato complessivo della rete. Non oil È proseguito lo sviluppo delle attività non oil con l’obiettivo di sostenere l’evoluzione della rete verso il modello europeo caratterizzato dall’elevata diffusione del car-care evoluto e dei servizi alla persona. A fine 2007 sono attivi sulla rete circa 1.000 punti di ristorazione, convenience store e altre attività commerciali innovative. In quest’ottica, Eni è titolare dei diritti di master franchisor, con l’esclusiva per il canale petrolifero, del marchio internazionale “Pans & Co” leader nel settore della ristorazione veloce e di qualità. La rete Eni dispone di 12 punti di ristoro con il marchio “Pans & Co” e 33 con il marchio McDonald’s sia su impianti ordinari sia autostradali. Nel 2007 il format bar/ristorazione in franchising diretto AgipCafé® ha conseguito 51 nuove adesioni per un totale di 389 punti vendita affiliati. Sono stati realizzati 32 nuovi impianti di autolavaggio di proprietà, per un totale di 793 unità. In particolare i viaggiatori che fanno rifornimento presso le stazioni Agip lungo le autostrade italiane hanno a disposizione un’ampia gamma di servizi: AgipCafé®, l’Angolo del Buongustaio, SpazioAgip, RistorAgip, le BabyRoom e le aree di sosta riservate ai camperisti. Eni ha realizzato anche grandi stazioni di servizio specializzate per i mezzi pesanti, gli AgipTruck Point, dove è stato creato un habitat ad hoc dove utilizzare servizi di parcheggio custodito, servizi telematici e altre facilities specifiche del settore. Nel 2007 i ricavi delle vendite di servizi e prodotti non oil sulla rete sono stati di €51 milioni sostanzialmente in linea con il 2006 con un risultato operativo pari a circa il 55% dei ricavi. Nel prossimo quadriennio Eni conferma la strategia di sviluppo e riqualificazione delle attività non oil attraverso l’apertura e la conversione a format a più alta riconoscibilità di oltre 900 punti ristoro, convenience store e altri servizi, conseguendo un grado di copertura della rete di circa il 50% al 2011 (circa il 44% a fine 2007). RESTO D’EUROPA Nel 2007 le vendite di carburanti sulla rete nel resto d’Europa sono state di circa 5 miliardi di litri (4,03 milioni di tonnellate) in aumento del 5,5% rispetto al 2006 per effetto sia della crescita organica sia dell’acquisizione di una rete di stazioni con 102 impianti in Repubblica Ceca, Repubblica Slovacca e Ungheria. Al 31 dicembre 2007 la 74

rete di distribuzione Eni è costituita da 2.051 stazioni di servizio con un erogato medio di 2,58 milioni di litri. Le aree dove la presenza Eni è più rilevante sono: Austria con una quota di mercato del 7,8%, Ungheria con il 7,9%, Repubblica Ceca con il 7,7%, Svizzera con il 5,9% Germania Centro-Meridionale con il 4,2% e Francia Sud-Occidentale con l’1,1% su base nazionale. Negli anni recenti la strategia attuata da Eni nel resto d’Europa ha mirato alla crescita selettiva, anche per linee esterne, nelle aree di consumo con interessanti prospettive di redditività facendo leva sulle sinergie conseguibili dalla localizzazione geografica delle strutture produttive e logistiche Eni, sulle economie di scala e sulla notorietà del marchio. In quattro anni le vendite di prodotti petroliferi Eni sui mercati rete del resto d’Europa sono cresciute di oltre il 33% (corrispondente al tasso di incremento medio annuo del 7,5%). Lo sviluppo all’estero continuerà ad essere selettivo con l’obiettivo di rafforzare il posizionamento competitivo nei mercati di interesse. Nel prossimo quadriennio sono stati programmati investimenti di potenziamento della rete di circa €0,4 miliardi. Al 2011 Eni programma volumi di vendita di circa 4,6 miliardi di litri (circa 4 miliardi nel 2007) tenuto conto dell’effetto della dismissione delle attività nella Penisola Iberica (371 impianti) a seguito dell’esercizio dell’opzione di acquisto da parte di Galp Energia (Eni 33,34%). La rete è prevista in circa 1.700 stazioni di servizio. L’attività non oil all’estero è svolta con il marchio “CiaoAgip®” su 1.232 stazioni di servizio, di cui 325 in Germania e 168 in Francia con un grado di copertura della rete del 60% e la copertura pressoché totale della rete di proprietà. Obiettivi di vendita della rete in Europa (mld litri)

20 +2,0%

15

10

5 2,6

2,5

0 2007

2011

Erogato medio (mln litri) Vendite rete in Europa* (mld litri) (*) È considerata la dismissione della rete in Penisola Iberica.

E N I FAC T B O O K / R E F I N I N G & M A R K E T I N G - L E AT T I V I T À

4,2%

Germania 672

1,1%

Francia 202

5,9%

Svizzera 262

Rep. Ceca 124

7,7%

Austria 181 7,8%

7,9%

Ungheria 164

PRINCIPALI MERCATI DI PRESENZA ENI NEL RESTO D’EUROPA Quota di mercato

Stazioni di servizio (n.)

4. Business extrarete Carburanti e combustibili Nel mercato extrarete Eni commercializza carburanti e combustibili: gasoli autotrazione, riscaldamento, agricolo e marina, benzine e oli combustibili. I clienti sono i rivenditori, le imprese industriali, le società di servizi, gli enti pubblici e le imprese municipalizzate e i consumatori finali (trasportatori, condomini, operatori dei settori agricolo e della pesca, ecc). Eni mette al servizio della clientela la propria esperienza nel campo dei carburanti e dei combustibili con una gamma di prodotti che copre tutte le esigenze del mercato. Oltre ai prodotti “tradizionali”, offre, secondo lo “standard di qualità Eni”, una linea innovativa a basso impatto ambientale quali AdvanceDiesel destinata ai settori del trasporto pesante e del trasporto pubblico. L’assistenza ai clienti e la distribuzione dei prodotti sono assicurate dalla capillare organizzazione commerciale e logistica presente su tutto il territorio nazionale articolata in una struttura diretta (uffici territoriali vendite) e una rete indiretta di agenti e rivenditori/concessionari. Nel 2007 le vendite extrarete in Italia (escludendo i business Avio e Bunker) sono state di circa 7,54 milioni di tonnellate con una riduzione di circa 0,68 milioni di tonnellate rispetto al 2006, pari all’8%; la riduzione riflette la minore domanda di olio combustibile per usi termoelettrici, le condizioni climatiche eccezionalmente miti che hanno penalizzato le vendite di prodotti a uso riscaldamento (gasolio e, in misura minore, GPL) nel primo tri-

mestre dell’anno, nonché la pressione competitiva. Le vendite sul mercato extrarete all’estero sono state di 4,96 milioni di tonnellate con un incremento di circa 360 mila tonnellate rispetto al 2006, pari al 7,8%, essenzialmente per la crescita sui mercati ceco e spagnolo. Eni commercializza combustibile per aviazione in 47 aeroporti (di cui 27 in Italia) per complessive vendite di 2,35 milioni di tonnellate (di cui 1,97 milioni in Italia) con un aumento di circa 175 mila tonnellate. Nel settore Bunkeraggi Eni commercializza combustibile marino in 38 porti, di cui 23 in Italia; nel 2007 le vendite sono di 1,72 milioni di tonnellate (di cui 1,58 in Italia) con una diminuzione di circa 86 mila tonnellate. Le altre vendite sono state di 21,31 milioni di tonnellate di cui 19,39 milioni si riferiscono alle vendite a compagnie petrolifere e ai trader, e 1,93 milioni a forniture al settore petrolchimico. GPL In Italia Eni è leader nella produzione, distribuzione e commercializzazione di GPL con 539 mila tonnellate di vendite sui mercati autotrazione e combustione (rete ed extrarete), corrispondenti a una quota di mercato del 17,4%. Le vendite di GPL a operatori terzi attraverso altri canali di vendita, in particolare alle società petrolifere e ai trader, sono state di circa 225 mila tonnellate. L’attività del GPL in Italia è supportata dalla produzione, dalla disponibilità di 11 stabilimenti di imbottigliamento e depositi di proprietà e dall’importazione di prodotto sui 3 depositi costieri di Livorno, Napoli e Ravenna. 75

E N I FAC T B O O K / R E F I N I N G & M A R K E T I N G - L E AT T I V I T À

Lubrificanti Eni dispone di 8 impianti, alcuni dei quali in compartecipazione, per la produzione di lubrificanti finiti e grassi in Italia, Europa, Nord e Sud America, Africa ed Estremo Oriente. Con una gamma di prodotti composta da oltre 650 miscele differenti, Eni vanta un know-how tra i più elevati in campo internazionale nella formulazione di prodotti destinati sia all’autotrazione (olimotore, fluidi speciali e oli trasmissione) sia all’industria (sistemi idraulici, ingranaggi industriali, lavorazioni dei metalli). In Italia Eni è leader nella produzione e nella commercializzazione di basi lubrificanti. La produzione di oli base è realizzata presso la raffineria di Livorno. Eni possiede anche uno stabilimento per la produzione di additivi per lubrificanti presso Robassomero (TO). Nel 2007 le vendite di lubrificanti rete ed extrarete in Italia sono state di 132 mila tonnellate, con una quota di mercato del 24,3%. Sono state vendute circa 4.000 tonnellate di altri prodotti speciali (oli bianchi, oli trasformatori e liquidi antigelo). All’estero le vendite al consumo di lubrificanti sono state

76

di circa 90 mila tonnellate localizzate per il 50% in Europa (soprattutto Spagna, Germania e Francia). Ossigenati Eni, attraverso la controllata Ecofuel (100% Eni), vende oltre 2 milioni di tonnellate/anno di ossigenati, principalmente eteri (circa 10% della domanda mondiale) e metanolo (circa 1,5% della domanda mondiale). La disponibilità di prodotto è assicurata per il 56% da produzioni proprie - ottenute in Italia nello stabilimento di Ravenna, in Venezuela (in joint venture con Pequiven) ed in Arabia Saudita (in joint venture con Sabic) e per il 44% da acquisti. Nel corso dell’anno è stata effettuata una campagna prova di ETBE da bioetanolo presso lo stabilimento di Ravenna. In Venezuela è in fase di completamento la conversione degli impianti di MTBE per la produzione di Iso ottano.

258 231

180 1.595

32,4

248

118 106 102 917

223 129

678

(mgl bbl/g)

20 8,33

50

100 100 100

100 100

(%)

Quota di Capacità partecipazione di distillazione (al 100%)

35 910

54 19

124

118 106 102 232

223 129

678

(mgl bbl/g)

Capacità di distillazione (quota Eni)

53 748

52 19

80

110 84 80 204

170 100

544

(mgl bbl/g)

Capacità di raffinazione bilanciata (quota Eni)

29,6 56

32,6 41,8

72,3

64,3 11,4 20 48,3

46,6 143,5

58,6

(%)

Conversione equivalente

24 241

58 49

41

172

34 35

69

Cracking catalitico a letto fluido -FCC (mgl bbl/g)

47

25

25

22

22

(mgl bbl/g)

Residue Conversion

(**) I tassi di utilizzo sono stati calcolati annualizzando la quota di possesso al 31 dicembre 2007 (passata dal 16,11% al 32,4% a settembre 2007).

(*) Le capacità degli impianti di conversione sono al 100%.

Germania Ingolstadt/Vohburg/Neustadt (Bayernoil) Schwedt Repubblica Ceca Kralupy e Litvinov (Ceska Rafinerska) Totale raffinerie

Italia Milazzo

Taranto Livorno Porto Marghera Raffinerie partecipate (*)

Italia Sannazzaro Gela

Raffinerie di proprietà

Sistema di raffinazione 2007

36

36

36

(mgl bbl/g)

Go-Finer

24 85

32

56

29

29

Mild Hydrocracking/ Hydrocracking (mgl bbl/g)

116

27

22 27

38

29

89

(mgl bbl/g)

Visbreaking/ Thermal Cracking

46

46

46

80 (**) 81

90 91

68

97 88 79 77

73 82

82

80 (**) 101

95 92

106

104 110 100 88

95 106

102

Tasso Tasso di utilizzo di utilizzo della capacità della capacità di distillazione bilanciata (quota Eni) (quota Eni) (mgl bbl/g) (%) (%)

Coking

E N I FAC T B O O K / R E F I N I N G & M A R K E T I N G - P R I N C I P A L I DAT I

77

E N I FAC T B O O K / R E F I N I N G & M A R K E T I N G - P R I N C I P A L I DAT I

Approvvigionamento di greggi

2004

2005

2006

2007

Produzione Eni estero Produzione Eni nazionale

31,70 4,03

32,86 4,44

32,76 4,05

27,47 4,10

Totale produzione Eni Acquisti spot

35,73 11,42

37,30 14,33

36,81 10,73

31,57 11,34

Contratti a termine

19,90 67,05

14,85 66,48

18,16 65,70

16,65 59,56

2004

2005

2006

2007

(mgl bbl/g)

885

886

886

910

(%)

681 754 79

701 776 82

711 761 82

748 743 81

2004

2005

2006

2007

Italia Lavorazioni sulle raffinerie di proprietà

26,75

27,34

27,17

27,79

Lavorazioni in conto terzi Lavorazioni sulle raffinerie di terzi Lavorazioni in conto proprio Consumi e perdite

(1,50) 8,10 33,35 (1,64)

(1,70) 8,58 34,22 (1,87)

(1,53) 7,71 33,35 (1,45)

(1,76) 6,42 32,45 (1,63)

Prodotti disponibili da lavorazioni Acquisti prodotti finiti e variazioni scorte Prodotti finiti trasferiti al ciclo estero

31,71 5,07 (4,68)

32,35 4,85 (5,41)

31,90 4,45 (4,82)

30,82 2,16 (3,80)

Consumi per produzione di energia elettrica Prodotti venduti

(1,06) 31,04

(1,09) 30,70

(1,10) 30,43

(1,13) 28,05

Estero Lavorazioni in conto proprio Consumi e perdite Prodotti disponibili da lavorazioni

4,34 (0,30) 4,04

4,57 (0,24) 4,33

4,69 (0,32) 4,37

4,70 (0,31) 4,39

Acquisti prodotti finiti e variazioni scorte Prodotti finiti trasferiti dal ciclo Italia

13,78 4,68

11,19 5,41

11,51 4,82

13,91 3,80

Prodotti venduti

22,50

20,93

20,70

22,10

(mln ton)

Capacità di raffinazione Capacità di distillazione primaria (1) Capacità bilanciata (1) Lavorazioni delle raffinerie Grado di utilizzo della capacità di distillazione (1) In quota Eni.

Disponibilità di prodotti petroliferi

(mln ton)

Lavorazioni in conto proprio in Italia e all'estero

37,69

38,79

38,04

37,15

Lavorazioni in conto proprio di greggi equity Vendite di prodotti petroliferi in Italia e all'estero

12,44 53,54

12,53 51,63

13,66 51,13

11,22 50,15

78

E N I FAC T B O O K / R E F I N I N G & M A R K E T I N G - P R I N C I P A L I DAT I

Produzioni e vendite per prodotto Produzioni: Benzina

(mln ton)

2004

2005

2006

2007

9,30

9,30

9,02

8,85

Gasolio Jet fuel/Cherosene

14,19 1,35

14,72 1,46

14,37 1,57

13,91 1,38

Olio combustibile GPL

4,69 0,82

5,08 0,65

4,85 0,72

4,89 0,69

Cariche petrolchimiche Lubrificanti Altri prodotti

1,12 0,53 3,75

1,35 0,65 3,47

1,65 0,55 3,54

1,89 0,64 2,96

Totale produzioni

35,75

36,68

36,27

35,21

Vendite: Italia

31,04

30,70

30,43

28,05

5,24 10,50 1,44

4,40 10,35 1,65

3,53 9,69 1,84

3,34 9,67 1,97

1,80 0,68 0,10 3,05

1,49 0,66 0,10 3,07

1,26 0,59 0,14 2,61

0,95 0,54 0,13 1,93

8,23 18,62

8,98 18,62

10,77 17,02

9,52 18,58

Benzina Gasolio Jet fuel/Cherosene Olio combustibile

2,71 6,07 0,21 0,32

2,14 4,71 0,34 0,12

2,06 4,89 0,34 0,23

2,14 5,16 0,38 0,25

GPL Lubrificanti Altri prodotti

0,21

0,11 0,07 11,13

0,12 0,10 9,28

0,13 0,10 10,42

3,88 1,99 0,42 0,01

2,31 1,59

3,68 1,94

3,52 1,52

0,98 0,04 0,44

0,34 0,04 0,34

0,34 0,02 1,38

0,36 0,02 1,62

Benzina Gasolio Jet fuel/Cherosene Olio combustibile

9,94 16,99 1,65 2,13

8,13 15,06 1,99 1,61

7,53 14,58 2,18 1,49

7,00 14,83 2,35 1,20

GPL Lubrificanti Cariche petrolchimiche Altri prodotti

1,87 0,14 3,05 17,77

1,11 0,21 3,07 20,45

1,05 0,26 2,61 21,43

1,03 0,25 1,93 21,56

53,54

51,63

51,13

50,15

Benzina Gasolio Jet fuel/Cherosene Olio combustibile GPL Lubrificanti Cariche petrolchimiche Altri prodotti Resto d'Europa

Extra Europa Benzina Gasolio Olio combustibile GPL Lubrificanti Altri prodotti

9,10

MONDO:

Totale vendite

79

E N I FAC T B O O K / R E F I N I N G & M A R K E T I N G - P R I N C I P A L I DAT I

Vendite di prodotti petroliferi per canale

2004

2005

Rete

10,93

10,05

8,66

8,62

Extrarete

12,30 23,23

12,11 22,16

11,74 20,40

11,09 19,71

Petrolchimica Altre vendite Vendite in Italia Rete resto d’Europa

3,05 4,76 31,04 3,47

3,07 5,47 30,70 3,67

2,61 7,42 30,43 3,82

1,93 6,41 28,05 4,03

0,57 4,04 3,94

3,67 4,10

3,82 4,19

4,03 4,39

1,36 9,34 13,16

0,40 8,17 12,76

0,41 8,42 12,28

0,57 8,99 13,11

22,50 53,54

20,93 51,63

20,70 51,13

22,10 50,15

2004

2005

2006

2007

Vendite rete Benzina Gasolio

10,93 5,09 5,61

10,05 4,35 5,49

8,66 3,38 5,09

8,62 3,19 5,25

GPL Lubrificanti Vendite extrarete

0,22 0,01 12,30

0,20 0,01 12,11

0,18 0,01 11,74

0,17 0,01 11,09

Gasolio Oli combustibili GPL Benzina

4,89 1,80 0,46 0,15

4,86 1,50 0,46 0,16

4,60 1,27 0,41 0,15

4,42 0,95 0,37 0,15

Lubrificanti Bunker Altri prodotti

0,13 1,59 3,28

0,13 1,63 3,37

0,13 1,68 3,50

0,13 1,58 3,49

9,34 2,32

8,17 2,14

8,42 2,06

8,99 2,29

Gasolio Jet fuel Oli combustibili

4,96 0,47 0,15

4,71 0,34 0,12

4,90 0,34 0,23

5,16 0,38 0,25

Lubrificanti GPL

0,11 1,09

0,10 0,44

0,10 0,46

0,09 0,49

Altri prodotti

0,24

0,32

0,33

0,33

32,57

30,33

28,82

28,70

(mln ton)

Rete Brasile Extrarete resto d’Europa Extrarete resto del mondo Altre vendite Vendite all’estero

Vendite per prodotto/canale

(mln ton)

2006

2007

Italia

Estero (rete + extrarete) Benzine

Totale

80

E N I FAC T B O O K / R E F I N I N G & M A R K E T I N G - P R I N C I P A L I DAT I

Stazioni di servizio

2004

2005

2006

2007

Italia impianti ordinari:

7.244 7.097

4.349 4.204

4.356 4.214

4.390 4.253

marchio Agip marchio IP

4.186 2.911

4.204

4.214

4.253

impianti autostradali marchio Agip

147 143

145 145

142 142

137 137

marchio IP Germania Francia

4 682 188

689 197

681 204

672 202

Penisola Iberica Austria/Svizzera

356 439

373 432

358 444

371 443

231 9.140

242 6.282

251 6.294

363 6.441

3.941

4.242 3 490

4.357 4 538

(n.)

Europa orientale Totale Impianti che commercializzano prodotti Blu Impianti "Multi-Energy" Impianti che commercializzano GPL e metano

498

4.042 1 476

Vendite non-oil

(€ mln)

132

135

137

144

Erogato medio

(mgl litri/n. stazioni di servizio)

2004

2005

2006

2007

Italia di cui rete a marchio Agip

1.863 2.527

1.770 2.509

2.463 2.463

2.444 2.444

Germania Francia Penisola Iberica Austria/Svizzera

2.929 2.504 2.511 1.708

2.875 2.478 2.633 1.697

2.978 2.388 2.707 1.743

2.968 2.365 2.910 1.767

Europa orientale Erogato medio complessivo

1.996 1.970

2.124 1.926

2.212 2.470

2.348 2.486

2004

2005

2006

2007

Rete Benzina

36,3 35,5

29,7 27,5

29,3 27,2

29,2 27,3

Gasolio GPL (per autotrazione)

38,2 20,0

32,3 17,9

31,6 18,1

31,2 18,2

Extrarete Gasolio Oli combustibili Quota mercato interno

27,0 33,0 17,7 31,3

28,0 32,8 17,9 29,0

26,9 31,2 15,2 28,2

29,0 31,3 16,2 29,5

Quote di mercato in Italia

(%)

81

E N I FAC T B O O K / R E F I N I N G & M A R K E T I N G - P R I N C I PA L I DAT I

Quote di mercato rete all’estero

2004

2005

2006

2007

Centro Europa Austria

8,0

7,4

7,2

7,8

Svizzera Germania

5,7 3,8

5,7 4,1

5,8 4,4

5,9 4,2

Francia Europa orientale

1,2

1,1

1,2

1,1

Ungheria Repubblica Ceca Slovenia

6,4 5,2 1,0

6,0 5,5 1,3

6,3 5,9 1,7

7,9 7,7 2,0

Penisola Iberica Spagna

3,0

3,1

3,2

3,3

Portogallo

1,0

0,9

0,7

1,0

2004

2005

2006

2007

Italia Estero

625 68 693

585 71 656

547 98 645

873 106 979

Raffinazione, supply e logistica Italia Marketing Italia

420 420 232 164

349 349 225 154

376 376 223 125

675 675 282 176

Estero Altre attività

68 41 693

71 82 656

98 46 645

106 22 979

Investimenti tecnici

82

(%)

(mln euro)

E N I FAC T B O O K / I N G E G N E R I A & C O S T R U Z I O N I

Ingegneria & Costruzioni

Principali indicatori di performance

2004

2005

2006

2007

5.696

5.733

6.979

8.678

Utile operativo

203

307

505

837

Utile operativo adjusted

215

314

508

840

Utile netto adjusted

252

328

400

658

Investimenti tecnici

186

349

591

1.410

Ricavi (a)

(€ milioni)

ROACE adjusted

(%)

10,5

12,0

12,8

17,1

Ordini acquisiti

(€ milioni)

5.784

8.395

11.172

12.011

- Offshore

2.889

3.096

3.681

3.496

- Onshore

2.513

4.720

4.923

6.236

- Perforazioni mare

107

367

2.230

1.644

- Perforazioni terra

275

212

338

635

8.521

10.122

13.191

15.390

- Offshore

3.431

3.721

4.283

4.215

- Onshore

Portafoglio ordini

4.477

5.721

6.285

7.003

- Perforazioni mare

317

382

2.247

3.471

- Perforazioni terra

296

298

376

701

25.819

28.684

30.902

33.111

Dipendenti a fine periodo

(numero)

(a) Prima dell’eliminazione dei ricavi infrasettoriali.

83

E N I FAC T B O O K / I N G E G N E R I A & C O S T R U Z I O N I - H I G H L I G H T / S T R AT E G I E

2007 Highlight L’utile netto adjusted di €658 milioni aumenta di €258 milioni rispetto al 2006 (+64,5%) per effetto del miglioramento della performance operativa in relazione al buon andamento del mercato dei servizi petroliferi. Il ROACE adjusted è pari al 17,1% nel 2007, in aumento rispetto al 2006 (12,8%). Gli ordini acquisiti di €12.011 milioni sono aumentati di €839 milioni rispetto al 2006 (+7,5%) in particolare nell’attività onshore. Il portafoglio ordini al 31 dicembre 2007 è di €15.390 milioni (€13.191 milioni al 31 dicembre 2006).

Gli investimenti tecnici del 2007 di €1.410 milioni aumentano di €819 milioni rispetto al 2006 (+139%) per effetto essenzialmente del potenziamento della flotta. Nell’ottobre 2007, Saipem ha acquisito la partecipazione quasi totalitaria della Frigstad Discoverer Invest, società quotata alla Borsa di Oslo. Frigstad Discoverer Invest è attiva nel business delle perforazioni in acque ultraprofonde attraverso la costruzione del mezzo di perforazione semisommergibile di sesta generazione D90, che sarà capace di perforare fino a 3.600 metri di profondità d’acqua. L’entrata in esercizio è attesa nel quarto trimestre 2009. L’investimento complessivo per l’acquisizione della società e per il completamento del mezzo di perforazione è previsto in circa €520 milioni.

STRATEGIE Eni attraverso Saipem, società quotata sulla Borsa Italiana (Eni 43%), opera nelle attività delle costruzioni e delle perforazioni offshore e onshore. Saipem vanta un solido posizionamento competitivo grazie alle proprie competenze tecniche e realizzative in particolare in ambienti ostili e complessi, nonché alla capacità di progettazione e di project management e alla disponibilità di tecnologie grazie anche all’integrazione con Snamprogetti. Saipem in relazione alle favorevoli prospettive di crescita e di redditività del mercato dei servizi petroliferi e facendo leva sulle competenze di main contractor, intende: ■ Consolidare il posizionamento competitivo nel segmento dei grandi progetti offshore e onshore per lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi ■ Sviluppare la propria presenza nei segmenti strategici del deepwater, FPSO e della valorizzazione dei greggi pesanti e delle riserve di stranded gas naturale ■ Migliorare l’efficienza in tutte le aree di attività con l’obiettivo di ridurre in particolare i costi di offerta e di esecuzione, di mantenere un elevato tasso di utilizzo dei mezzi, nonché la flessibilità della struttura al fine di attenuare gli effetti dei cicli negativi del business ■ Sviluppare l’impiego di risorse umane e di asset dei paesi in cui si realizzano i progetti (local content) ■ Supportare il programma di capital spending di Eni Saipem intende attuare queste strategie attraverso un piano investimenti di circa €4,7 miliardi nel prossimo quadriennio, finalizzato a potenziare ulteriormente la portata geografica e le caratteristiche tecniche della propria flotta di classe mondiale. PORTAFOGLIO ORDINI PER AREA GEOGRAFICA

ORDINI ACQUISITI PER AREA GEOGRAFICA

Resto del mondo 6%

Resto del mondo 8% Mare del Nord 3%

Italia 5% Africa Occidentale 14%

Americhe 12%

Italia 5%

Mare del Nord 8%

Africa Occidentale 21%

Americhe 11%

Africa Settentrionale 15% Medio Oriente 30%

Resto d'Europa 8% Russia e Area Caspio 5%

84

Africa Settentrionale 12% Medio Oriente 30%

Resto d'Europa 4% Russia e Area Caspio 3%

E N I FAC T B O O K / I N G E G N E R I A & C O S T R U Z I O N I

PAESI Europa: Austria, Belgio, Croazia, Danimarca, Francia, Germania, Italia, Lussemburgo, Malta, Norvegia, Paesi Bassi,

Svizzera, Turchia, Regno Unito. Resto del mondo: Algeria, Angola, Argentina, Australia, Azerbaijan, Brasile, Camerun,

d'Avorio, Repubblica Domenicana, Ecuador, Gabon, Georgia, India, Indonesia, Iran, Kazakhstan, Kuwait, Libia, Malesia, Messico, Marocco,

Portogallo, Russia, Spagna,

Canada, Cina, Congo, Costa

Nigeria, Oman, Perù, Qatar,

Arabia Saudita, Singapore, Thailandia, Turkmenistan, Tunisia, Emirati Arabi Uniti, Stati Uniti, Venezuela.

Mezzi navali di costruzione SAIPEM 7000

CASTORO 6

Nave semisommergibile a posizionamento dinamico per sollevamento di strutture e posa condotte con tecnica “J”. Costruita in Italia (Trieste) dalla Fincantieri (1987).

Nave semisommergibile per posa condotte con tecnica “S”. Costruita in Italia (Trieste) dalla Cantieri San Marco (1978).

Dimensioni: Lunghezza: Larghezza: Profondità al ponte principale: Immersione di transito: Immersione operativa:

Dimensioni: Lunghezza totale: Larghezza: Profondità al ponte principale: Immersione operativa: Capacità di carico sul ponte:

198 m 87 m 45 m 10,5 m 27,5 m

Posizionamento dinamico: DP (AAA) Lloyds Register; IPD 3 R.I.N.a; Classe 3 notazioni del direttorato marittimo norvegese. Centrale elettrica: centrale totale da 70.000 kW, 10.000 Volt, 12 generatori diesel a olio combustibile divisi in 4 sale motori separate, classificato UMS. Sistema di zavorra: sistema computerizzato con capacità simultanea che comprende 4 pompe zavorra per 6.000 t/h.

Strutture di sollevamento della gru principale: 2 gemelle S 7000 Amhoist completamente girevoli montate a prua. Blocco di sollevamento principale in tandem 14.000 t, sollevamento singolo del blocco principale 7.000 t girevoli a 40 m rad./41 m; tirante 6.000 t girevoli a 45 m rad./50 m; Capacità di abbassamento a 450 m sotto il livello del mare. Oscillazione della gru: 120 t girevoli a 150 m rad. Sistema J-lay: intervallo di diametro delle condotte: da 4” a 32"; sistema di tensionamento della posa principale 525 t con i tensori, fino a 2.000 t con attrito ganasce; angolo di posa della torre 90°-110°; dotata di 1 stazione di saldatura; capacità di stoccaggio condotte fino a 6.000 t. Profondità massima di posa: 3.000 m.

152 m 65 m 29,8 m 7,8-15,5 m fino a 3.600 t

Sistema di propulsione/posizionamento: numero motori: 4 azimutali con passo variabile. Potenza dei motori: 2.060 kW/37 t di spinta. Attrezzature di tensionamento dei tubi: tipo di tensionatori: Rebacut DC elettrici; capacità dei tensionatori 3 da 110 t ciascuno; diametro dei tubi: fino a 60". Sistema di abbandono e recupero: tipo di argano: Tesmec DC elettrico, capacità 300 t tensione costante. Sistema di movimentazione gru/tubi: numero gru: 2 completamente girevoli. Tipo gru: montate sul ponte passeggeri capacità delle gru 60 t con 50 m di spazio. Profondità massima di posa: 1.150 m.

85

E N I FAC T B O O K / I N G E G N E R I A & C O S T R U Z I O N I - A R E E D I AT T I V I T À

Aree di attività Offshore Saipem vanta un solido posizionamento competitivo nel settore dei grandi progetti per lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi nell’offshore avendo integrato le proprie competenze tecniche e realizzative, assicurate dalla disponibilità di una flotta di mezzi di rilievo mondiale e dalla capacità di operare in ambienti complessi, con quelle ingegneristiche e di project management acquisite sul mercato (tra le principali acquisizioni realizzate negli ultimi anni si evidenziano Bouygues Offshore, Moss Marittime, Petromarine, Idpe). Saipem intende incrementare la propria quota di mercato facendo leva sul modello di business EPIC e sui rapporti di lungo termine con le Major e le National Oil Company. La domanda di servizi offshore è prevista in crescita nei prossimi anni con sviluppi significativi nei segmenti delle sealine, dello sviluppo sottomarino e delle leased FPSO. Saipem intende conseguire maggiori livelli di redditività attraverso la delocalizzazione su aree low cost delle attività non critiche di ingegneria e fabbricazione, perseguendo economie di scala nei propri hub di progettazione e valorizzando le risorse locali nei contesti dove ciò rappresenta un vantaggio competitivo. Nel prossimo quadriennio sono previsti significativi investimenti per l’upgrading della flotta con la costruzione di un nuovo pi-

pelayer, di un’unità per lo sviluppo sottomarino e di due unità FPSO da noleggiare in linea con il programma di crescita del business e per cogliere le opportunità offerte dal mercato. Tali investimenti consentiranno di potenziare le capacità operative nel deepwater e in ambienti sub-artici. Inoltre sono previsti investimenti a supporto di importanti progetti che includono l’equipaggiamento dei cantieri e la realizzazione di infrastrutture in loco. Nel 2007 i ricavi dell’attività Offshore sono stati di €3.388 milioni, pari al 39% dei ricavi totali. Il margine da vendita di €613 milioni è aumentato di €248 milioni rispetto al 2006 e rappresenta il 52% del margine da vendita del business. In particolare l’aumento del risultato riflette la maggiore attività nel Mare del Nord e in Estremo Oriente. Tra le principali acquisizioni del 2007 si segnalano: - il contratto EPC per conto di MEDGAZ per l’installazione di un sistema di condotte sottomarine che consentiranno il trasporto del gas naturale dall’Algeria alla Spagna; - il contratto EPC per conto di Saudi Aramco per la realizzazione e installazione di 16 piattaforme e di 80 chilometri di condotte sottomarine, nonché le facility di funzionamento delle piattaforme, finalizzate al mantenimento della capacità produttiva dell’Arabia Saudita; - il contratto EPIC per conto di Enagas SA per la realizzazione e installazione di due condotte per il trasporto gas in Spagna.

Mezzi navali di costruzione SEMAC 1

SAIBOS FDS

Pontone semisommergibile per posa condotte. Costruito in Alabama (USA) dalla Alabama Shipbuilding (1976).

Nave a posizionamento dinamico per lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi in acque profonde e per la posa condotte con tecnica “J”. Costruita in Corea dalla Samsung (2000).

Dimensioni: Lunghezza totale: Larghezza totale: Profondità al ponte principale: Carico massimo sul ponte:

Dimensioni: Lunghezza totale: Larghezza: Immersione operativa: Dislocamento: Carico:

148,5 m 54,9 m 27,8 m 5.700 t

Attrezzature posatubi: 3 tensionatori da 75 t, 11 work stations (saldatura, raggi x e rivestimento del tubo saldato). Doppio sistema di giunzione con 8 work stations. Capacità di collegamento fuori dell’acqua (opzionale). Linea e rampa di saldatura a doppia posa (opzionale). Argano di abbandono e recupero: 275 t. Sollevamento: 4 gru girevoli su piedistallo (1 da 318 e 3 da 37 t) montate su ciascun angolo del ponte principale per muovere e in generale sollevare i tubi. Si possono montare strutture di movimento tubi anche sul ponte principale per facilitare i collegamenti fuori dall’acqua. Tecnica di posa: “S”. Diametro condotte: max 60". Profondità massima di posa: 600 m.

86

156 m 30 m 12,4 m 26.608 t at operating draft 4.300 t at 7,40 draft

Posizionamento dinamico: Dynpos Autro, Dynpos Autr, 2 DGPS, Lras HIPAP - interfaccia da 2.500 m disponibili per Taut Wire, Artemis, Fan Beam. Capacità di sollevamento: gru principale AM Clyde KPT660; gancio primario SWL: 600 t a 30 m e 300 t a 55 m; gru ausiliarie 2 Liebherr CB03100-50 Litronic SWL 50 t a 20 m, SWL 30 t a 38 m, 2 Liebherr RL-S 20/20 Litronic; albero fisso a babordo SWL 20 t a 20 m, albero telescopico a tribordo SWL 15 t a 16 m. Attrezzature posatubi: 5 work stations più una opzionale: tubo rigido: 4 tubi a stringa sul sistema J-lay, SWL 320 t, 3.000 m di profondità massima di posa, diametro massimo 22". Tubo flessibile: via Gutter e 3 tensionatori tracciabili a quattro piste totale SWL 270 t, diametro massimo 17". La stazione di montaggio ha le aperture che permettono il passaggio di pezzi speciali da 4 x 3 x 6 m.

E N I FAC T B O O K / I N G E G N E R I A & C O N S T R U Z I O N I - A R E E D I AT T I V I T À

Onshore Saipem opera nella realizzazione di impianti di produzione (separazione, stabilizzazione, raccolta, stazioni di pompaggio, iniezione d’acqua) e di trattamento (rimozione e recupero dell’anidride solforosa, rimozione dell’anidride carbonica, frazionamento dei liquidi gassosi, recupero dei condensati) degli idrocarburi e di grandi sistemi di trasporto onshore (pipeline, stazioni di compressione, terminali). Saipem intende catturare le opportunità di un mercato atteso in crescita nel medio termine sia nel settore impiantistico sia in quello delle pipeline, facendo leva sul solido posizionamento competitivo e sull’integrazione con le competenze ingegneristiche di Snamprogetti. Nel 2007 i ricavi dell’attività Onshore sono stati di €4.574 milioni pari al 53% dei ricavi totali. Il margine da vendita di €357 milioni è aumentato di €210 milioni rispetto al 2006 a seguito dell’incremento del volume d’affari. Le principali acquisizioni del 2007 includono: - il contratto EPC per conto di Sonatrach per la realizzazione di tre treni di stabilizzazione e trattamento del greggio della capacità di 100 mila barili/giorno ciascuno e facility di trasporto e stoccaggio, nell’ambito dello sviluppo del giacimento onshore di Hassi Messaoud in Algeria; - il contratto EPC per conto di Saudi Aramco per la realizzazione di nove moduli di trattamento dell’acqua di ma

re per l’espansione dell’impianto di Qurayyah, nell’ambito dello sviluppo del giacimento onshore Khursaniyah in Arabia Saudita; - Il contratto EPIC per conto di Saudi Aramco per la realizzazione di stazioni di pompaggio in giacimento di acqua proveniente dall’impianto di trattamento di Qurayyah.

Perforazioni mare Saipem offre alle compagnie petrolifere servizi di perforazione offshore con una presenza focalizzata nelle aree geografiche di Africa Occidentale, Mare del Nord e Mare Mediterraneo e vanta forti posizioni di mercato nei segmenti più complessi dell’offshore profondo e ultra profondo facendo leva sulle caratteristiche tecniche dei propri mezzi capaci di operare fino a una profondità massima di 9.200 metri. La domanda è prevista in forte crescita nel medio/lungo termine in relazione ai programmi esplorativi annunciati dalle major petrolifere; inoltre la carenza di offerta sosterrà le tariffe unitarie. Al fine di cogliere le opportunità di mercato, Saipem intende potenziare la flotta di perforazione dotandola di mezzi con caratteristiche tecniche innovative per consolidare la posizione di high quality player in grado di operare in condizioni estreme. In particolare nel prossimo quadriennio è prevista la realizzazione: (i) degli Scarabeo di

Mezzi navali di perforazione PERRO NEGRO 5

SAIPEM 10000

Piattaforma autosollevabile (Jack up) con impianto di perforazione National 1320 UE. Costruita a Orange, Texas USA dalla Levingston Shipbuilding Company (1981).

Nave di perforazione in acque ultraprofonde a posizionamento dinamico con impianto di perforazione Wirth GH 4500 EG 4200 e propulsione autonoma. Costruita in Corea dalla Samsung (aprile 2000).

Dimensioni: Lunghezza dello scafo: Baglio: Altezza: Lunghezza delle gambe (inclusa la parte inferiore che poggia sul fondale):

126,1 m

Capacità operative: Capacità massima di perforazione: Massima profondità d’acqua: Carico variabile:

Dimensioni: Lunghezza totale: Larghezza (fuori sezione): Altezza di costruzione: Immersione operativa: Dislocamento: Carico variabile: Capacità di stoccaggio olio:

6.500 m 90 m 1.500 t

60,8 m 56,5 m 6,7 m

Capacità operative: Capacità massima di perforazione: Massima profondità d’acqua:

228 m 42 m 19 m 12 m 96.455 t oltre 20.000 t 140.000 bbl

9.200 m 3.000 m

87

E N I FAC T B O O K / I N G E G N E R I A & C O N S T R U Z I O N I - A R E E D I AT T I V I T À

nuova generazione 8 e 9 che saranno impiegati nelle acque profonde, rispettivamente, del Mare di Barents e del Golfo del Messico inizialmente per conto Eni; (ii) del Perro Negro 6 che sarà impiegato in attività in acque poco profonde; (iii) della nuova nave di perforazione S12000 il cui utilizzo è programmato in Africa Occidentale. Sono previsti significativi investimenti a supporto di importanti progetti sia per l’adeguamento dei mezzi alle caratteristiche del progetto e altre condizioni contrattuali, sia per la realizzazione di attrezzature ed equipaggiamento di supporto. Nel 2007 i ricavi registrati nelle Perforazioni mare sono stati di €419 milioni, pari al 5% dei ricavi totali. Il margine da vendita di €159 milioni di euro è aumentato di €40 milioni rispetto al 2006 a seguito alla maggiore attività del jack up Perro Negro 4 e della piattaforma semi-sommergibile Scarabeo 5, nonché a più elevate tariffe contrattuali. Tra le principali acquisizioni del 2007 si segnalano: - il contratto della durata di 5 anni per l’impiego in Angola per conto di Total della nave di perforazione S12000, attualmente in costruzione. La nave sarà utilizzata a partire dall’entrata in esercizio attesa nel primo trimestre 2010;

- il contratto della durata di un anno per l’impiego in Angola della nave di perforazione Saipem 10000 per conto di Total; - il contratto della durata di un anno per l’impiego in Nigeria della piattaforma semisommergibile Scarabeo 3 per conto di Addax Petroleum.

Perforazioni terra Saipem opera in questo settore come contrattista per conto delle più importanti oil company con una presenza focalizzata in Arabia Saudita, Africa Settentrionale e Perù dove può far leva sulla propria conoscenza del mercato, sulle relazioni di lungo termine con i clienti e sull’integrazione con le altre aree di business. Saipem vanta una solida presenza nelle aree remote (in particolare la regione del Mar Caspio), facendo leva sulle proprie competenze operative e sulla capacità di operare in condizioni ambientali ostili. Nel 2007 i ricavi registrati nelle Perforazioni terra sono stati di €297 milioni, pari al 3% dei ricavi totali. Il margine di attività di €64 milioni di euro è aumentato di €26 milioni rispetto al 2006 per effetto dei maggiori livelli di attività in particolare in Africa Settentrionale e Sud America. Gli ordini acquisiti nel 2007 ammontano a €635 milioni.

Mezzi navali di perforazione SCARABEO 5

SCARABEO 7

Piattaforma semisommergibile a propulsione autonoma con impianto di perforazione Emsco C 3. Costruita in Italia (Genova) dalla Fincantieri (1990).

Piattaforma semisommergibile a propulsione autonoma con impianto di perforazione Wirth GH 3000 EG. Costruita in Turchia nei Cantieri di Tusla (1999) e perfezionata in Italia (Palermo) dalla Fincantieri (1999).

Dimensioni: Lunghezza ponte: Larghezza del ponte principale: Altezza del ponte principale: Lunghezza dello scafo principale: Larghezza dello scafo principale: Profondità dello scafo principale:

Dimensioni: Dislocamento (peso effettivo della nave): Larghezza del ponte principale: Lunghezza del ponte principale: Profondità del ponte principale: Carico variabile sul ponte:

111 m 14,3 m 9,5 m 80,8 m 68,8 m 7,3 m

Capacità operative: Ormeggio dinamico assistito: fino a 900 m w.d. Posizionamento dinamico: fino a 2.000 m w.d. Capacità massima di perforazione: 9.000 m Massima profondità d’acqua: 2.000 m 4.300 t carico variabile sul ponte in tutte le condizioni, sotto i più rigorosi codici.

88

Capacità operative: Profondità di perforazione W/5” DP: Capacità massima di perforazione: Massima profondità d’acqua: Sistema di posizionamento: sistema di ormeggio delle della piattaforma con motore automatico assistito.

38.100 t 61,3 m 77,5 m 4,5 m 4.000 t

25.000 ft 8.000 m 1.500 m 8 gambe

E N I FAC T B O O K / I N G E G N E R I A & C O N S T R U Z I O N I - P R I N C I PA L I DAT I

2004

Principali dati operativi

2005

2006

2007 665

Condotte posate costruzioni mare

(km)

1.634

883

1.514

Condotte posate costruzioni terra

(km)

465

1.005

871

770

Strutture installate costruzioni mare

(t)

172.664

134.602

120.453

187,054

Impianti industriali costruzioni terra Perforazioni mare

(t) (km)

15,888 130

7,112 114

5.242 126

194,561 123

Perforazioni terra

657

(km)

455

548

599

Pozzi perforati mare

(n.)

59

67

75

47

Pozzi perforati terra

(n.)

150

213

236

256

Mezzi navali di costruzione Denominazione

Tipo

Castoro 2 Castoro 6

Pontone posa condotte di sollevamento strutture Nave semisommergibile per la posa di condotte di largo diametro

Castoro 8 Castoro 9

Nave posa condotte sollevamento strutture Bettolina varo piattaforme

Castoro 10

Pontone rinterro e posa di condotte in bassi fondali

Castoro XI

Bettolina varo piattaforme

Crawler Saipem 3000

Pontone posa condotte e sollevamento strutture Nave multi service, per installazione di strutture subacquee, condotte rigide e flessibili di cavi sottomarini e per sollevamento

S. 42 S. 44

Bettolina varo piattaforme Bettolina varo piattaforme

8.000 30.000

S. 45 Saipem 7000

Bettolina varo piattaforme Nave semisommergibile per sollevamento strutture e posa condotte in acque profonde

20.000

Semac1 BAR Protector

Pontone semisommergibile per posa condotte Nave appoggio a posizionamento dinamico per immersioni in alti fondali e per lavori su piattaforme Nave a posizionamento dinamico per sviluppo di giacimenti di idrocarburi in acque profonde , per posa condotte e per sollevamento Pontone da lavoro con gru mobile per battitura pali, terminali e posa di condotte di piccolo diametro

Saibos FDS Saibos 230 Saibos 103

Bettolina trasporto carichi leggeri

BOS 600

Bettolina vari piattaforme

BOS 355

Pontone posa condotte e sollevamento strutture

C12

Nave posatubi per acque poco profonde

Trenching barge

Barge da scavo per interro tubi

ERSAI 1

Nave per sollevamento

Tecnica di posa

S S

Capacità di sollevamento/ trasporto (t)

1.000 300 2.177 5.000

Profondità Diametro max max di posa condotte (m) posate (pollici)

1.150

60 60

600

60

300

40

15.000 540 Reel, J, S

2.200

48 3.000

6

J

14.000

3.000

32

S

318

600

58

J

600

2.100

22

1,4

40

1,4

40

30.000 540

48

1.600

89

E N I FAC T B O O K / I N G E G N E R I A & C O N S T R U Z I O N I - P R I N C I PA L I DAT I

Mezzi navali di perforazione mare Denominazione

Tipo

Impianto di perforazione

Perro Negro 2

Jack up

Oilwell E 2000

90

6.500

Dotato di eliporto

Perro Negro 3

Jack up

Ideco E 2100

90

6.000

Dotatodi eliporto

87

Perro Negro 4

Jack up

National 110 UE

45

5.000

Dotato di eliporto

60

Perro Negro 5 Scarabeo 3

Jack up Semisommergibile a propulsione assistita Semisommergibile a propulsione assistita Semisommergibile a propulsione autonoma Semisommergibile a propulsione autonoma Semisommergibile a propulsione autonoma Nave da perforazione a posizionamento dinamico

National1320 UE National 1625 DE

90 550

6.500 7.600

Dotato di eliporto Dotato di eliporto

72 90

National 1625 DE

550

7.600

Dotato di eliporto

90

1.900

8.000

Dotato di eliporto

100

500

7.600

Dotato di eliporto

91

Wirth SH 3000 EG

1.500

8.000

Dotato di eliporto

107

Wirth GH 4500 EG

3.000

9.200

Capacità di stoccaggio di greggio: 140.000 barili; di eliporto

160

Scarabeo 4 Scarabeo 5 Scarabeo 6 Scarabeo 7 Saipem 10000

90

Emco C 3 Oilwell E 3000

Max profondità d’acqua

Capacità max di perforazione

Altre caratteristiche

Equipaggio

112

E N I FAC T B O O K / R I C E R C A E I N N OVA Z I O N E

Ricerca e innovazione

La ricerca tecnologica e l’innovazione costituiscono per Eni fattori chiave a sostegno del processo di crescita sostenibile e nel rafforzamento dei vantaggi competitivi nel lungo termine. Il costante impegno Eni nell’innovazione tecnologica consente di rispondere alle sfide dell’industria energetica con tecnologie distintive per affrontare le sfide dell’ambiente e del clima, per superare i limiti nella valorizzazione di risorse di idrocarburi, ampie ma di difficile accesso, per instaurare e consolidare alleanze con i paesi che detengono le risorse, per dare impulso a significativi sviluppi nelle fonti rinnovabili. Nel 2007 l’investimento complessivo in Ricerca e Sviluppo è stato di €208 milioni (220 nel 2006), di cui il 47% nel settore Exploration & Production, il 32% nel settore Refining & Marketing, il 14% nel settore Petrolchimica e il 7% nel settore Ingegneria e Costruzioni. Il programma “Along With Petroleum”, per l’innovazione nel campo delle energie rinnovabili, alternative e dei sistemi per l’efficienza energetica, nel 2007 ha finanziato progetti nel campo del solare fotovoltaico innovativo (per €12 milioni) e dei biocarburanti (per €7 milioni). Il personale impegnato nell’attività di R&S al 31 dicembre 2007 è di1.082 unità. Nel 2007 sono state depositate 69 (39 nel 2006) domande di brevetto. Nel prossimo quadriennio Eni ha in programma di destinare circa €1,7 miliardi all’attuazione della propria strategia nel campo dell’innovazione, di cui 120 milioni saranno dedicati al programma “Along with Petroleum”. In particolare le principali linee di ricerca riguarderanno: - il rimpiazzo delle riserve di idrocarburi e la riduzione del rischio minerario; - la produzione e la valorizzazione di riserve di idrocar-

buri non convenzionali e la gestione ottimale di riserve ad alto contenuto di acido solfidrico e di zolfo; - l’ampliamento del mercato del gas naturale e la valorizzazione del gas associato o localizzato in aree remote; - il miglioramento della qualità e della performance dei carburanti in funzione dell’evoluzione motoristica verso sistemi sempre più perfezionati, efficienti e a minor impatto sulla qualità dell’aria; - l’utilizzo efficiente dei combustibili fossili attraverso il miglioramento delle rese di raffinazione e l’impiego ottimale e a minor impatto ambientale di ciascun combustibile.

Principali progetti di innovazione tecnologica Tecniche numeriche e di prospezione geofisica ad alta risoluzione Sono proseguite le attività di sviluppo della tecnologia proprietaria 3D Prestack Depth Migration Kirchhoff True Amplitude High Resolution (KTA Hi Res) finalizzata a superare gli attuali limiti di risoluzione nella costruzione dell’immagine sismica del sottosuolo e a ridurre, di conseguenza, il rischio esplorativo e minerario. È stata completata la prima fase di sviluppo della tecnologia di tomografia sismica (X-DVA) e si è proceduto a dimostrazioni di utilizzo della tecnologia proprietaria CRS (3D Common Reflection Surface Stack), mirata a consentire la realizzazione di prospezioni in aree caratterizzate da scarso responso sismico.

91

E N I FAC T B O O K / R I C E R C A E I N N OVA Z I O N E

Gestione zolfo È stato completato il progetto esecutivo per la realizzazione dell’impianto pilota di stoccaggio dello zolfo su scala dimostrativa, prevista con inizio nel 2008, basato su una tecnologia proprietaria Eni. Per le nuove tecnologie di addolcimento del gas naturale è stato completato lo studio di fattibilità ed è stato individuato il sito Eni dove realizzare l’impianto pilota.

Progetto Gas to Liquids (GtL) ACQUISIZIONE SISMICA MULTI-COMPONENTE

Sistemi avanzati di perforazione e di well testing Eni ha sviluppato significative applicazioni industriali di tecnologie innovative che consentono di perforare pozzi ad elavata complessità con maggiore efficienza operativa. Nell’ambito del progetto “Eni’s Drilling Advanced Technologies”, finalizzato allo sviluppo e all’integrazione di tecnologie “avanzate” di perforazione dei pozzi petroliferi, è iniziata la fase di applicazione in campo, in Egitto e in Italia, di alcune tecnologie proprietarie Eni. Sono state inoltre effettuate le prime applicazioni delle seguenti tecnologie: • Extreme Lean Profile (pozzi a diametrie ridotte) che consente di raggiungere maggiori profondità e/o di perforare solo l’ultimo tratto del pozzo con diametrie maggiori; • Eni-Circulation Device (E-CD) e “Secure Drilling”, sono state applicate con successo in pozzi ad alta pressione e temperatura nell’offshore egiziano e in Italia, grazie al miglioramento della sicurezza nelle operazioni di perforazione. • nuovo metodo di “well testing non convenzionale” – basato sull’iniezione in pozzo di fluidi compatibili con quelli di giacimento – è stato sviluppato e testato in un pozzo per la delimitazione del campo Goliath in Norvegia. Questa metodologia evita l’emissione di prodotti di combustione e di idrocarburi in atmosfera riducendo così i rischi ambientali e di sicurezza correlati ai test convenzionali. Ciò risulta particolarmente utile nei giacimenti in cui al gas estratto è associato acido solfidrico (H2S), ad esempio Kashagan, Karachaganak e Val d’Agri.

92

La conversione del gas in prodotti liquidi è una tecnologia chiave che abilita l’utilizzo di gas naturale su grande scala per la produzione di carburanti per autotrazione di qualità, in particolare di Diesel, e conseguentemente riveste un interesse strategico per tutte le oil major. In collaborazione con IFP/Axens, sono stati completati i test sulle prestazioni catalitiche e sulla stabilità meccanica del catalizzatore per la sintesi Fischer-Tropsch (FT). Il catalizzatore sarà prodotto presso il sito Axens di Salindres (Fr) nella prima parte dell’anno 2008 e impiegato nella campagna di prove sul pilota GTL di Sannazzaro (SNZ) nel corso del 2008.

Recupero gas

Carica iniziale catalizzatore

Vapore Condensati Acqua Acqua

REATTORE DI SINTESI

Separazione cere

Gas di sintesi COMPRESSIONE

Riciclo catalizzatore UNITÀ STABILIZZATRICE

Cere

SINTESI FISCHER-TROPSCH

Conversione di greggi pesanti e “frazioni” in prodotti leggeri Sono proseguiti nel corso dell’anno i test sperimentali sulla tecnologia proprietaria EST (giunta nel 2005 alla scala dimostrativa con il completamento della costruzione di un CDP - Commercial Demonstration Plant da 1200 bpd), processo di idroconversione catalitica in fase slurry di greggi non convenzionali, extra pesanti e di residui di raffinazione, capace di convertire completamente la parte hard degli oli pesanti, gli asfalteni, producendo nafta, kerosene e gasolio. In particolare, sono stati effet-

E N I FAC T B O O K / R I C E R C A E I N N OVA Z I O N E

competitivi rispetto alle tecnologie di conversione disponibili sul mercato per applicazioni sia nell’upstream, per l’upgrading di greggi non convenzionali, sia nel downstream, per la conversione di residui pesanti di distillazione e da visbreaking. Nel corso del 2007 sono state depositate cinque domande di brevetto.

tuati oltre quattro mesi di sperimentazione, utilizzando un residuo da bitume canadese Borealis, che hanno confermato i livelli di conversione e la stabilità nel tempo delle prestazioni del sistema. Le valutazioni tecnico-economiche e ambientali effettuate mostrano che la tecnologia EST presenta vantaggi

Tecnologia EST Idrogeno

Residuo da vuoto

Reattore Slurry

GAS + GPL + H2S F R A Z I O N A M E N T O

Nafta

Gasolio Nessuna produzione di coke o olio combustibile

Gasolio da vuoto Solvente (C3 or C4)

Reattore di hydrocracking con catalizzatore disperso in fase slurry Conversione totale della carica mediante riciclo della frazione asfaltenica

DAO

Carica cracking

SDA

Residuo da vuoto deasfaltato (DAO): Carica per unità di conversione Asfalteni / Riciclo catalizzatore Spurgo

Progetto SCT-CPO (Short Contact Time Catalytic Partial Oxidation) Nell’ambito del Progetto SCT-CPO (Short Contact Time - Catalytic Partial Oxidation), finalizzato allo sviluppo di una tecnologia di reforming, denominata SCT-CPO (Short Contact Time – Catalytic Partial Oxidation), flessibile rispetto alla capacità produttiva e alla carica idrocarburica, per aumentare in modo economico la disponibilità di idrogeno per le operazioni di raffineria e di “oil upgrading”, l’attività in corso punta alla validazione della tecnologia sul pilota realizzato presso il Centro Ricerche di Milazzo in vista di una prima realizzazione industriale in una raffineria del circuito Eni. Nel corso del 2007 sono state depositate due domande di brevetto.

Progetto Trasporto gas ad Alta Pressione (TAP) Il progetto TAP ha fornito informazioni sulla fattibilità tecnico-economica di una soluzione tecnologica Long Distance-High Capacity-High Pressure-High Grade che si

caratterizza per: • possibilità di trasporto su distanze superiori ai 3.000 chilometri; • volumi di gas trasportabili di 20-30 miliardi di metri cubi/anno; • pressione di esercizio dell’ordine dei 150 bar; • impiego di acciai ad alto grado di resistenza. Questa soluzione consente di rendere economicamente sfruttabili i giacimenti remoti riducendo gli investimenti e i volumi di gas utilizzati nelle stazioni di compressione. Nel 2007 si è conclusa l’attività sperimentale sulle linee pilota in acciaio X100 realizzate presso il Poligono Militare sperimentale di Perdasdefogu. Per il 2008 – 2011 è in fase di definizione un programma integrato di progetti per nuove soluzioni tecnologiche da utilizzare per la progettazione di linee di trasporto gas in ambienti non convenzionali con Progetti Trasporto Pressione Intermedia (TPI) in contesti tradizionali e Progetti Trasporto Alta Pressione in contesti estremi, caratterizzati da condizioni ambientali e geomorfologiche non standard.

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E N I FAC T B O O K / R I C E R C A E I N N OVA Z I O N E

tegia di sviluppo prevede il passaggio diretto alla scala industriale. Nel 2007 è stato sviluppato il Basic Design Package per un’unità industriale della capacità 250.000 t/anno di Green Diesel da olio di soia e/o palma e depositata una domanda di brevetto.

Biofissazione della CO2 con Microalghe

Progetto TAP - Una delle linee pilota in acciaio X100 realizzate presso il poligono militare sperimentale di Perdasdefogu (Sardegna)

Progetto Monitoraggio Avanzato dei Sistemi di trasporto gas (MAST) Il progetto Monitoraggio Avanzato dei Sistemi di Trasporto gas (MAST) si propone di sviluppare tecnologie avanzate di monitoraggio e di verificarne la fruibilità in fase di progettazione, l’installabilità in fase di costruzione e l’affidabilità nella fase di gestione, in modo da rendere disponibile un sistema integrato e automatico in grado di monitorare lo stato delle strutture.

Progetto LCO Upgrading Coerentemente con l’obiettivo di business di adeguare le produzioni all’evoluzione della domanda attesa di prodotti petroliferi (crescita gasolio vs. riduzione benzine, contrazione olio combustibile), il progetto punta allo sviluppo sino alla scala industriale di un processo per convertire selettivamente gasolio altamente aromatico da cracking catalitico (Light Cycle Oil - LCO) in un componente diesel a bassa densità, basso contenuto di idrocarburi poliaromatici (PAH) e numero di cetano medioalto, consumando meno idrogeno rispetto ad un processo convenzionale di dearomatizzazione. Attualmente sono in corso lo scale-up del catalizzatore e lo studio tecnico-economico di fattibilità.

Progetto Green Diesel Il progetto prevede la trasformazione di oli di origine biologica in diesel di altissima qualità attraverso l’impiego di una tecnologia di conversione idrogenante, messa a punto da Eni e UOP (denominata EcofiningTM). Il processo produce un componente per gasoli diesel (Green Diesel) di qualità nettamente superiore a quella del biodiesel convenzionale ottenuto per transesterificazione dell’olio vegetale (FAME = Fatty Acid Methyl Ester). La stra-

94

Il progetto punta a verificare sino alla scala dimostrativa la fattibilità tecnico- economica di processi di biofissazione della CO2 prodotta dalle raffinerie mediante l’impiego di microalghe in grado di assimilare la CO2 e contemporaneamente depurare le acque reflue producendo biomassa, potenzialmente convertibile in biodiesel e/o in altri vettori energetici. Gran parte delle attività sperimentali sono svolte presso la Raffineria di Gela, dove dal 2007 è in marcia un impianto pilota di piccola scala costituito da fotobioreattori e vasche aperte. Nel 2008 sarà realizzato un pilota da un ettaro nel 2008 e un dimostrativo “full scale” da dieci ettari nel caso siano conseguiti i risultati tecnici programmati. Nel corso del 2007 sono state depositate due domande di brevetto.

Riformulazione di carburanti e lubrificanti È proseguita l’attività volta al miglioramento dei carburanti della famiglia “Blu” (BluSuper e BluDiesel). Nel corso del 2007 è stato lanciato il BluDiesel Tech. In aggiunta alla capacità di mantenimento della pulizia del sistema di alimentazione “nuovo” (funzione keepclean), il BluDiesel Tech è in grado di ripristinare le condizioni di pulizia anche in motori ad elevato chilometraggio (funzione clean-up). È inoltre caratterizzato da un bassissimo livello di zolfo (<10 ppm) che anticipa le specifiche di qualità in vigore dal 2009. Per quanto riguarda le benzine sono allo studio soluzioni innovative mirate alle nuove tecnologie motoristiche a elevata fuel-efficiency (a ridotta cilindrata e sovralimentate). Nel corso del 2007, è stata depositata una domanda di brevetto. In sinergia con i nuovi carburanti, il Sint 2000, prodotto flagship della linea lubrificanti Agip, è stato aggiornato per soddisfare le richieste prestazionali della più recente specifica API per il settore autovetture. Nel 2007, è stato inoltre sviluppato un nuovo lubrificante con spiccate caratteristiche di Fuel Economy ed elevata compatibilità con i sistemi di after treatment basato su componenti proprietari innovativi. Il prodotto può essere considerato il capostipite di una filiera di oli motore in grado di rispondere alle esigenze di Sostenibilità ambientale determinate dall’introduzione delle future norme Euro 5 e successive. Nel corso del 2007 sono state depositate due domande di brevetto.

E N I FAC T B O O K / DAT I E C O N O M I C O - F I N A N Z I A R I

Conto economico

2004

2005

2006

2007

( milioni)

Ricavi della gestione caratteristica Altri ricavi e proventi Totale ricavi Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi Costo lavoro Totale costi operativi Ammortamenti e svalutazioni Utile operativo Proventi (oneri) finanziari netti Proventi netti su partecipazioni Utile prima delle imposte Imposte sul reddito Tax rate (%) Utile netto di cui: utile netto di competenza Eni utile netto di terzi azionisti Utile netto di competenza Eni Esclusione (utile) perdita di magazzino Esclusione special item di cui: oneri (proventi) non ricorrenti altri special item Utile netto adjusted di competenza Eni

57.545 1.377 58.922 (38.347) (3.245) (41.592) (4.931) 12.399 (156) 820 13.063 (5.522) 42,3 7.541

73.728 798 74.526 (48.567) (3.351) (51.918) (5.781) 16.827 (366) 914 17.375 (8.128) 46,8 9.247

86.105 783 86.888 (57.490) (3.650) (61.140) (6.421) 19.327 161 903 20.391 (10.568) 51,8 9.823

87.256 827 88.083 (58.179) (3.800) (61.979) (7.236) 18.868 (83) 1.243 20.028 (9.219) 46,0 10.809

7.059 482 7.059 (281) (133)

8.788 459 8.788 (759) 1.222

9.217 606 9.217 33 1.162

10.011 798 10.011 (499) (42)

5 (138) 6.645

290 932 9.251

239 923 10.412

35 (77) 9.470

2004

2005

2006

2007

40.586

45.013

1.386 3.313 3.685 695 (888) 48.777

Stato patrimoniale (al 31 dicembre) ( milioni)

Capitale immobilizzato Immobili, impianti e macchinari Altre immobilizzazioni Rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo Attività immateriali Partecipazioni Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa Debiti netti relativi all’attività di investimento Capitale di esercizio netto Rimanenze Crediti commerciali Debiti commerciali Debiti tributari e fondo imposte netto Fondi per rischi e oneri Altre attività (passività) di esercizio: Partecipazioni Altre attività (passività)(a) Fondi per benefici ai dipendenti Attività destinate alla vendita e connesso indebitamento finanziario netto CAPITALE INVESTITO NETTO Patrimonio netto di Eni (b) Capitale e riserve di terzi azionisti Indebitamento finanziario netto COPERTURE

2.194 3.194 4.311 775 (1.196) 54.291

44.312 629 1.827 3.753 4.246 557 (1.090) 54.234

50.137 563 2.171 4.333 6.111 725 (1.191) 62.849

2.847 10.525 (5.837) (3.056) (5.736)

3.563 14.101 (8.170) (4.857) (7.679)

4.752 15.230 (10.528) (5.396) (8.614)

5.499 15.609 (11.092) (4.412) (8.486)

(555) (1.812) (982)

(526) (3.568) (1.031)

(641) (5.197) (1.071)

45.983 32.374 3.166 35.540 10.443 45.983

49.692 36.868 2.349 39.217 10.475 49.692

47.966 39.029 2.170 41.199 6.767 47.966

2.476 (2.600) (3.006) (935) 286 59.194 40.428 2.439 42.867 16.327 59.194

(a) Includono crediti finanziari e titoli strumentali all'operativa e titoli a copertura delle riserve tecniche dell'attività assicurativa di Eni. (b) Al netto delle azioni proprie in portafoglio.

95

E N I FAC T B O O K / DAT I E C O N O M I C O - F I N A N Z I A R I

Rendiconto finanziario riclassificato

2004

2005

2006

2007

7.541

9.247

9.823

10.809

( milioni)

Utile netto a rettifica: - ammortamenti e altri componenti non monetari

5.092

6.518

5.753

6.346

- plusvalenze nette su cessioni di attività - dividendi, interessi, imposte e altre variazioni Flusso di cassa del risultato operativo prima della variazione del capitale di esercizio Variazione del capitale di esercizio relativo alla gestione

(793) 5.740 17.580 (909)

(220) 8.471 24.016 (2.422)

(59) 10.435 25.952 (1.024)

(309) 8.850 25.696 (1.667)

Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati Flusso di cassa netto da attività di esercizio

(4.171) 12.500

(6.658) 14.936

(7.927) 17.001

(8.512) 15.517

Investimenti tecnici Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d’azienda Dismissioni e cessioni parziali di partecipazioni consolidate Altre variazioni relative all’attività di investimento

(7.499) (316) 1.547 97

(7.414) (127) 542 293

(7.833) (95) 328 361

(10.593) (9.665) 659 (35)

6.329

8.230

9.762

(4.117)

211 (3.743) (3.175)

(109) (540) (7.284)

216 (682) (6.443)

(479) 8.761 (5.836) (200) (1.871)

Free cash flow Investimenti e disinvestimenti relativi all’attività di finanziamento Variazione debiti finanziari correnti e non correnti Flusso di cassa del capitale proprio Variazione area di consolidamento e differenze cambio sulle disponibilità FLUSSO DI CASSA NETTO DEL PERIODO

(55) (433)

33 330

(201) 2.652

2004

2005

2006

2007

6.329

8.230 (19) 21

9.762

(4.117) (244)

(64) (3.175) 3.280

(980) (7.284) (32)

388 (6.443) 3.708

2004

2005

2006

2007

Exploration & Production Gas & Power

15.346 17.302

22.531 22.969

27.173 28.368

27.278 27.633

Refining & Marketing Petrolchimica Ingegneria & Costruzioni

26.089 5.331 5.696

33.732 6.255 5.733

38.210 6.823 6.979

36.401 6.934 8.678

1.279 851 (14.349)

863 1.239 (19.594)

823 1.174 (23.445)

205 1.313 (21.186)

57.545

73.728

86.105

87.256

2004

2005

2006

Variazione dell’indebitamento finanziario netto ( milioni)

Free cash flow Debiti e crediti finanziari società acquisite Debiti e crediti finanziari società disinvestite Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni Flusso di cassa del capitale proprio VARIAZIONE DELL’INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO

Ricavi della gestione caratteristica

190

1 637 (5.836) (9.560)

( milioni)

Altre attività Corporate e società finanziarie Elisioni di consolidamento

Ricavi da terzi

2007

( milioni)

Exploration & Production Gas & Power Refining & Marketing Petrolchimica Ingegneria & Costruzioni Altre attività Corporate e società finanziarie

96

5.130

7.770

8.728

10.803

16.809 25.336

22.397 32.640

27.617 36.910

26.873 35.125

4.832 4.793

5.572 4.808

6.156 6.208

6.571 7.496

525 120 57.545

317 224 73.728

303 183 86.105

174 214 87.256

E N I FAC T B O O K / DAT I E C O N O M I C O - F I N A N Z I A R I

Ricavi per area geografica di destinazione

2004

2005

2006

2007

27.100 13.095 3.769 4.148 5.790 3.088 555 30.445 57.545

32.846 19.601 5.123 5.259 6.103 4.399 397 40.882 73.728

36.343 23.949 6.975 5.949 6.250 5.595 1.044 49.762 86.105

37.346 23.074 5.507 8.010 6.447 5.840 1.032 49.910 87.256

2004

2005

2006

2007

27.010 9.148

35.318 9.405

44.661 10.015

44.884 10.828

1.609 553 1.066

1.929 1.643 1.100

1.903 767 1.089

2.276 591 1.095

( milioni)

Italia Resto dell’Unione Europea Resto dell’Europa Africa Americhe Asia Altre aree Totale estero

Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi ( milioni)

Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci Costi per servizi Costi per godimento di beni di terzi Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri Altri oneri a dedurre: incrementi di immobilizzazioni per lavori interni

Corrispettivi di revisione contabile e dei servizi diversi dalla revisione

(1.039)

(828)

(945)

(1.495)

38.347

48.567

57.490

58.179

2004

2005

2006

2007

9.344 136 344 54 9.878

12.591 190 246 38 13.065

22.240 166 303 6 22.715

26.383 169 81 120 26.753

( migliaia)

Revisione contabile Servizi di audit Servizi di consulenza fiscale Altri servizi

97

E N I FAC T B O O K / DAT I E C O N O M I C O - F I N A N Z I A R I

Costo lavoro

2004

2005

2006

2.402 658 118 218

2.484 662 126 255

2.630 691 230 305

2.906 690 161 275

(151) 3.245

(176) 3.351

(206) 3.650

(232) 3.800

2004

2005

2006

2007

3.047 637 465 114 184 45 106 4.598 333 4.931

3.945 684 462 118 176 16 112 (4) 5.509 272 5.781

4.646 687 434 124 195 6 70 (9) 6.153 268 6.421

5.483 687 433 116 248 4 68 (10) 7.029 207 7.236

2004

2005

2006

2007

8.185 3.428 1.080 320 203 (395) (363) (59) 12.399

12.592 3.321 1.857 202 307 (934) (377) (141) 16.827

15.580 3.802 319 172 505 (622) (296) (133) 19.327

2007

( milioni)

Salari e stipendi Oneri sociali Oneri per benefici e ai dipendenti Altri costi a dedurre: incrementi in immobilizzazioni per lavori interni

Ammortamenti e svalutazioni ( milioni)

Exploration & Production Gas & Power Refining & Marketing Petrolchimica Ingegneria & Costruzioni Altre attività Corporate e società finanziarie Eliminazione utili interni Totale ammortamenti Svalutazioni

Utile operativo per settore ( milioni)

Exploration & Production Gas & Power Refining & Marketing Petrolchimica Ingegneria & Costruzioni Altre attività Corporate e società finanziarie Eliminazione utili interni (a)

(a) 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.

98

13.788 4.127 729 74 837 (444) (217) (26) 18.868

E N I FAC T B O O K / DAT I E C O N O M I C O - F I N A N Z I A R I

RICONDUZIONE DELL’UTILE OPERATIVO E DELL’UTILE NETTO A QUELLI ADJUSTED Il management Eni valuta la performance del Gruppo e dei settori di attività sulla base dell’utile operativo e dell’utile netto adjusted, ottenuti escludendo dall’utile operativo e dall’utile netto gli special item, l’utile/perdita di magazzino, nonché, nella determinazione dell’utile netto di settore, gli oneri/proventi finanziari correlati all’indebitamento finanziario netto, quelli relativi alla valutazione al fair value degli strumenti finanziari derivati con imputazione a conto economico in quanto non soddifano le condizioni formali per essere qualificati di copertura ai fini IFRS e le differenze di cambio. L’effetto fiscale correlato alle componenti escluse dal calcolo dell’utile netto adjusted è determinato sulla base della natura di ciascun componente di reddito oggetto di esclusione, con l’eccezione degli oneri/proventi finanziari per i quali è applicata convenzionalmente l’aliquota del 33% prevista dalla normativa fiscale italiana. L’utile operativo e l’utile netto adjusted non sono previsti né dagli IFRS, né dagli U.S. GAAP. Il management ritiene che tali misure di performance consentano di facilitare l’analisi dell’andamento dei business, assicurando una migliore comparabilità dei risultati nel tempo, e, agli analisti finanziari, di valutare i risultati di Eni sulla base dei loro modelli previsionali. L’utile netto adjusted di settore è utilizzato dal management nel calcolo della redditività del capitale investito netto di settore (ROACE di settore). Di seguito sono descritte le componenti che sono escluse dal calcolo dei risultati adjusted. L’utile/perdita di magazzino deriva dalla differenza tra il costo corrente dei prodotti venduti e quello risultante dall’applicazione del costo medio ponderato prevista dagli IFRS, 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.

ovvero da quelle operazioni o fatti che non si ripetono frequentemente nel consueto svolgimento dell’attività; oppure (ii) derivano da eventi od operazioni non rappresentativi della normale attività del business, come nel caso degli oneri di ristrutturazione e ambientali, nonché di oneri/proventi connessi alla valutazione o alla dismissione di asset, anche se si sono verificati negli esercizi precedenti o è probabile si verifichino in quelli successivi. In applicazione della delibera Consob n. 15519 del 27 luglio 2006, le componenti reddituali derivanti da eventi od operazioni non ricorrenti sono evidenziate, quando significative, distintamente nei commenti del management e nell’informativa finanziaria. Gli oneri/proventi finanziari correlati all’indebitamento finanziario netto esclusi dall’utile netto adjusted di settore sono rappresentati dagli oneri finanziari sul debito finanziario lordo e dai proventi sulle disponibilità e sugli impieghi di cassa non strumentali all’attività operativa. Inoltre sono esclusi gli oneri/proventi relativi alla valutazione al fair value degli strumenti finanziari derivati non di copertura e le differenze di cambio. Pertanto, restano inclusi nell’utile netto adjusted di settore gli oneri/proventi finanziari correlati agli asset finanziari operati dal settore, in particolare i proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa e gli oneri finanziari derivanti dall’accreation discount di passività rilevate al valore attuale (in particolare le passività di smantellamento e ripristino siti nel settore Exploration & Production). Gli oneri/proventi finanziari, al netto della fiscalità correlata, esclusi dall’utile netto adjusted dei settori di attività, sono stati allocati sull’aggregato Corporate e società finanziarie. Nelle tavole seguenti, sono rappresentati l’utile operativo e l’utile netto adjusted a livello di settore di attività e di Gruppo e la riconciliazione con l’utile netto di competenza Eni.

Le componenti reddituali sono classificate tra gli special item, se significative, quando: (i) derivano da eventi od operazioni il cui accadimento risulta non ricorrente,

99

E N I FAC T B O O K / DAT I E C O N O M I C O - F I N A N Z I A R I

2004 ( milioni)

E&P

Utile operativo Eliminazione (utile) perdita di magazzino

8.185

G&P

3.428 (12)

Ingegneria R&M Petrolchimica & Costruzioni

Altre attività

Corporate e società finanziarie

1.080 (393)

320 (43)

203

(395)

(363)

5 27

236

(14)

12

172

176

5 6

142 21

84 19

72

3

18

77

3

Effetto eliminazione utili interni

(59)

Gruppo

12.399 (448)

Esclusione special item di cui: Oneri (proventi) non ricorrenti Altri special item: oneri ambientali svalutazioni plusvalenze nette su cessioni di asset

17 287 (320)

accantonamenti a fondo rischi maggiorazione premi assicurativi

29

oneri per incentivazione all’esodo altro Special item dell’utile operativo Utile operativo adjusted

2 19 17 8.202

10 (12) 32 3.448

20 (24) 236 923

Proventi (oneri) finanziari netti (a) Proventi (oneri) su partecipazioni (a) Imposte sul reddito (a) Tax rate (%)

(85) 9 (4.093) 50,4

31 215 (1.404) 38,0

5 96 (350) 34,2

2 (23)

4.033

2.290

674

242

Utile netto adjusted di cui: utile netto adjusted di terzi azionisti utile netto adjusted di competenza Eni Utile netto di competenza Eni Esclusione (utile) perdita di magazzino Esclusione special item di cui: oneri (proventi) non ricorrenti altri special item Utile netto adjusted di competenza Eni (a) I valori escludono gli special item.

100

1

5 626 303 336 (320)

15

143 91

91 6 (26) (14) 263

10 1 12 215

6 48 172 (223)

11 2 176 (187)

118 (81)

4 (22)

(107) (14) 222

22

252

(241)

(86)

(37)

(59)

65 8 631 12.582 (156) 430 (5.729) 44,6 7.127 482 6.645 7.059 (281) (133) 5 (138) 6.645

E N I FAC T B O O K / DAT I E C O N O M I C O - F I N A N Z I A R I

2005 ( milioni)

Utile operativo Eliminazione (utile) perdita di magazzino

E&P

12.592

G&P

3.321 (127)

Ingegneria R&M Petrolchimica & Costruzioni

1.857 (1.064)

202 (19)

307

Altre attività

Corporate e società finanziarie

(934)

(377)

Effetto eliminazione utili interni

(141)

Gruppo

16.827 (1.210)

Esclusione degli special item di cui: Oneri (proventi) non ricorrenti Altri special item: oneri ambientali svalutazioni accantonamenti a fondo rischi maggiorazione premi assicurativi oneri per incentivazione all’esodo

311

290 47

247 57 7

290 1.651

421

78

7

638

149

31 1

337 5 39

29 36

4

413 75 126

54 2

835 363 201

6 8

30 22

17 4

4 6

64 29

178 79

3

altro Special item dell’utile operativo Utile operativo adjusted Proventi (oneri) finanziari netti (a)

311 12.903 (80)

1 337 3.531 37

(12) 421 1.214

(8) 78 261

7 314

Proventi (oneri) su partecipazioni (a) Imposte sul reddito (a) Tax rate (%) Utile netto adjusted

10 (6.647) 51,8 6.186

370 (1.386) 35,2 2.552

231 (500) 34,6 945

3 (37)

141 (127)

227

328

14 638 (296) (1)

(297)

149 (228) (296)

(141)

23 359

52

(142)

(89)

(5) 1.941 17.558 (339) 777 (8.286) 46,0 9.710

di cui: utile netto adjusted di terzi azionisti utile netto adjusted di competenza Eni

459 9.251

Utile netto di competenza Eni Esclusione (utile) perdita di magazzino Esclusione special item

8.788 (759) 1.222

di cui: oneri (proventi) non ricorrenti altri special item

290 932

Utile netto adjusted di competenza Eni

9.251

(a) I valori escludono gli special item.

101

E N I FAC T B O O K / DAT I E C O N O M I C O - F I N A N Z I A R I

2006 ( milioni)

E&P

Utile operativo Eliminazione (utile) perdita di magazzino

15.580

G&P

3.802 (67)

Ingegneria R&M Petrolchimica & Costruzioni

319 215

172 (60)

55 92

109 147

13 94

44 51

111 14

37

505

Altre attività

Corporate e società finanziarie

(622)

(296)

3

62 261

56

50

1

126 22

8 47

31 19

2

75 17

43

21 323 (299) (7)

2 56 (240) 205

Effetto eliminazione utili interni

(133)

Gruppo

19.327 88

Esclusione special item di cui: Oneri (proventi) non ricorrenti Altri special item: oneri ambientali svalutazioni plusvalenze nette su cessione di asset accantonamenti a fondo rischi oneri per incentivazione all’esodo

183 231 (61) 13

altro Special item dell'utile operativo Utile operativo adjusted Proventi (oneri) finanziari netti (a)

183 15.763 (59)

(40) 147 3.882 16

(33) 256 790

(6) 107 219

3 508

Proventi (oneri) su partecipazioni (a) Imposte sul reddito (a) Tax rate (%) Utile netto adjusted

85 (8.510) 53,9 7.279

489 (1.525) 34,8 2.862

184 (345) 35,4 629

2 (47)

66 (174)

174

400

di cui: utile netto adjusted di terzi azionisti utile netto adjusted di competenza Eni Utile netto di competenza Eni Esclusione (utile) perdita di magazzino Esclusione special item di cui: oneri (proventi) non ricorrenti altri special item Utile netto adjusted di competenza Eni (a) I valori escludono gli special item.

102

239 836

11

292 369 (61) 114 178

(133)

5

(301)

89

54

54

(79)

(56) 1.075 20.490 155 831 (10.458) 48,7 11.018 606 10.412 9.217 33 1.162 239 923 10.412

E N I FAC T B O O K / DAT I E C O N O M I C O - F I N A N Z I A R I

2007 ( milioni)

Utile operativo Eliminazione (utile) perdita di magazzino

E&P

G&P

13.788

4.127 44

Ingegneria R&M Petrolchimica & Costruzioni

729 (658)

74 (6)

(61) (18)

35 223

(2) 24

15

128 58 9

837

Altre attività

Corporate e società finanziarie

Effetto eliminazione utili interni

(26)

Gruppo

(444)

(217)

18.868 (620)

61 176

(10) 44

8 730

210 6 13

12

365 290 22 156 (103)

Esclusione special item di cui: Oneri (proventi) non ricorrenti Altri special item: oneri ambientali svalutazioni accantonamenti a fondo rischi

(11) 274 226

oneri per incentivazione all'esodo altro

6 42

38 (71)

31 (3)

Special item dell'utile operativo Utile operativo adjusted Proventi (oneri) finanziari netti (a) Proventi (oneri) su partecipazioni (a)

263 14.051 44 176

(79) 4.092 11 420

258 329

Imposte sul reddito (a) Tax rate (%) Utile netto adjusted di cui:

(7.780) 54,5 6.491

(1.587) 35,1 2.936

(136) 29,9 319

126

(4) 7

24

7

18 (71)

32

22 90 1 1

3 840

237 (207) (8) 5

34 (183) (154) 4

(35)

(262)

57

658

80

(210)

(26)

192

10

(141)

(16)

utile netto adjusted di terzi azionisti utile netto adjusted di competenza Eni Utile netto di competenza Eni

738 18.986 (106) 812 (9.598) 48,7 10.094 624 9.470 10.011

Esclusione (utile) perdita di magazzino Esclusione special item di cui:

(499) (42)

oneri (proventi) non ricorrenti altri special item Utile netto adjusted di competenza Eni

35 (77) 9.470

(a) I valori escludono gli special item.

103

E N I FAC T B O O K / DAT I E C O N O M I C O - F I N A N Z I A R I

Dettaglio degli special item

2004

2005

2006

2007

5

290

239

8

5 626 303 336

290 1.651 835 363

239 836 292 369

( milioni)

Oneri (proventi) non ricorrenti di cui: effetto curtailment del TFR accantonamenti (utilizzi) per rischi su procedimenti antitrust e regolatori Altri special item: oneri ambientali svalutazioni plusvalenze nette su cessione di asset accantonamenti a fondo rischi oneri per incentivazione all’esodo altro Special item dell’utile operativo Oneri (proventi) finanziari Oneri (proventi) su partecipazioni di cui: plusvalenza dismissione Italiana Petroli (IP) plusvalenza Galp Energia SGPS SA per cessione di asset regolati a Rede Electrica National plusvalenza sulla cessione di quote di minoranza di Snam Rete Gas plusvalenza per cessione della partecipazione in Haldor Topsøe AS e Camom SA Imposte sul reddito

(83)

(320) 234

379

(61) 114

91 730 365 290 22

65 8 631

79 (5) 1.941 27

178 (56) 1.075 (6)

156 (103) 738 (23)

(390)

(137)

(72)

(321)

(132) (73) (308) (374)

(609)

di cui: adeguamento fiscalità differita delle imprese italiane supplemental tax rate UK

165

(290) (610) (394)

91

wind-fall tax Algeria contenzioso fiscale in Venezuela Totale special item dell’utile netto

1.222

179 77 1.162

(133)

di cui: quota degli special item di competenza di terzi azionisti quota degli special item di competenza Eni

(216)

(133)

1.222

1.162

(174) (42)

2004

2005

2006

2007

Exploration & Production

8.202

12.903

15.763

14.051

Gas & Power Refining & Marketing Petrolchimica Ingegneria & Costruzioni

3.448 923 263 215

3.531 1.214 261 314

3.882 790 219 508

4.092 329 90 840

(223) (187) (59) 12.582

(296) (228) (141) 17.558

(299) (240) (133) 20.490

(207) (183) (26) 18.986

2004

2005

2006

2007

Exploration & Production Gas & Power

4.033 2.290

6.186 2.552

7.279 2.862

6.491 2.936

Refining & Marketing Petrolchimica Ingegneria & Costruzioni

674 242 252

945 227 328

629 174 400

319 57 658

(241) (86)

(297) (142)

(301) 54

(210) (141)

(37) 7.127

(89) 9.710

(79) 11.018

(16) 10.094

482 6.645

459 9.251

606 10.412

624 9.470

Utile operativo adjusted per settore ( milioni)

Altre attività Corporate e società finanziarie Eliminazione utili interni

Utile netto adjusted per settore ( milioni)

Altre attività Corporate e società finanziarie Eliminazione utili interni di cui: Utile netto di terzi azionisti Utile netto di competenza Eni

104

E N I FAC T B O O K / DAT I E C O N O M I C O - F I N A N Z I A R I

Proventi (oneri) finanziari netti

2004

2005

2006

2007

(152) (121)

188 (51) (279)

( milioni)

Proventi su partecipazioni Differenze attive (passive) nette di cambio Proventi (oneri) finanziari correlati all’indebitamento finanziario netto e altro

(314)

169 (235)

Proventi netti su titoli Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo (accreation discount) Proventi (oneri) netti su contratti derivati a dedurre:

31 (109) 34

36 (109) (386)

51 (116) 383

39 (186) 26

oneri finanziari imputati all’attivo patrimoniale

202 (156)

159 (366)

116 161

180 (83)

122

106

119

96

2004

2005

2006

2007

Rivalutazioni di partecipazioni

401

770

887

906

Svalutazioni di partecipazioni Plusvalenze da cessioni

(69) 130

(33) 179

(36) 25

(135) 301

(1) 72

(8) 33

(7) 98

(1) 170

(27) 914

(56) (8) 903

di cui proventi netti su crediti strumentali all’attività operativa e su crediti di imposta

Proventi (oneri) netti su partecipazioni ( milioni)

Minusvalenze da cessioni Dividendi Accantonamento al fondo copertura perdite Altri proventi (oneri) netti

Immobilizzazioni materiali

287 820

2 1.243

2004

2005

2006

2007

Immobilizzazioni materiali lorde Exploration & Production

40.322

49.129

49.002

54.284

Gas & Power Refining & Marketing Petrolchimica Ingegneria & Costruzioni Altre attività

20.680 8.947 4.311 3.524 2.300

21.517 9.420 4.402 3.878 1.999

22.277 11.273 4.380 4.363 1.967

23.137 12.421 4.918 5.823 1.543

( milioni)

Corporate e società finanziarie Eliminazione utili interni

194

453 (88)

321 (128)

344 (227)

80.278

90.710

93.455

102.243

Immobilizzazioni materiali nette Exploration & Production

20.761

24.485

23.002

26.478

Gas & Power Refining & Marketing Petrolchimica

13.235 3.361 1.181

13.760 3.556 1.139

14.067 3.791 1.072

14.477 4.495 1.099

Ingegneria & Costruzioni Altre attività Corporate e società finanziarie Eliminazione utili interni

1.646 293 109 40.586

1.847 117 193 (84) 45.013

2.225 93 176 (114)

3.513 82 196 (203)

44.312

50.137

105

E N I FAC T B O O K / DAT I E C O N O M I C O - F I N A N Z I A R I

Investimenti tecnici per settore

2004

2005

2006

2007

4.853 1.451 693

4.965 1.152 656

5.203 1.174 645

6.625 1.366 979

148 186 49 119

112 349 48 132

99 591 72 88

145 1.410 59 108

7.499

7.414

(39) 7.833

(99) 10.593

2004

2005

2006

2.655

2.442

2.529

3.246

337 387

545 415

713 436

1.246 469

Africa Americhe

2.622 357

2.233 507

2.419 572

3.152 1.004

Asia Altre aree Totale estero

1.066 75 4.844

1.181 91 4.972

1.032 132 5.304

1.253 223 7.347

7.499

7.414

7.833

10.593

Titoli non strumentali all’attività operativa

Crediti finanziari non strumentali all’attività operativa

Altro

Totale

( milioni)

Exploration & Production Gas & Power Refining & Marketing Petrolchimica Ingegneria & Costruzioni Altre attività Corporate e società finanziarie Eliminazione utili interni

Investimenti tecnici per area geografica di localizzazione

2007

( milioni)

Italia Resto dell’Unione Europea Resto dell’Europa

Indebitamento finanziario netto Debiti finanziari e obbligazioni

( milioni)

Disponibilità liquide ed equivalenti

2004 Breve termine Lungo termine 2005 Breve termine Lungo termine 2006 Breve termine Lungo termine 2007 Breve termine Lungo termine

106

5.077 7.607 12.684

(792) (1) (793)

(11) (240) (251)

(1.333)

(903) (28) (931)

(12) (247) (259)

(3.985)

(552)

(3.985)

(552)

(143) (252) (395)

8.500 11.330

(2.114)

(174)

(990) (225)

5.222 11.105

19.830

(2.114)

(174)

(1.215)

16.327

5.345 7.653 12.998 4.290 7.409 11.699

(1.003) (1.003) (1.333)

(194) (194)

3.077 7.366 10.443 3.097 7.378 10.475 (390) 7.157 6.767

E N I FAC T B O O K / P E R S O N A L E

Personale

Personale a fine periodo

2004

2005

2006

2007

( milioni)

Exploration & Production

Italia Estero

4.539 2.938

5.027 3.003

5.273 3.063

5.535 3.799

Gas & Power

Italia

7.477 10.216

8.030 9.733

8.336 9.602

9.334 9.114

2.627 12.843 6.879 2.345 9.224

2.591 12.324 6.680 2.214 8.894

2.472 12.074 7.196 2.241 9.437

2.468 11.582 7.101 2.327 9.428

Estero Refining & Marketing

Italia Estero

Petrolchimica

Italia Estero

5.237 1.328 6.565

5.164 1.298 6.462

4.948 1.077 6.025

5.476 1.058 6.534

Italia Estero

2.490 18.890 21.380

5.799 22.885 28.684

6.164 24.738 30.902

6.618 26.493 33.111

Ingegneria

Italia Estero

3.090 1.349

Altre attività

Italia Estero

4.439 4.959 24

2.636

2.219

1.172

Corporate e società finanziarie

Italia Estero

4.983 3.351 86 3.437

2.636 5.153 75 5.228

2.219 4.363 216 4.579

1.172 4.411 290 4.701

Italia

40.761

40.192

39.765

39.427

Estero

29.587 70.348 1.764

32.066 72.258 1.748

33.807 73.572 1.604

36.435 75.862 1.585

Ingegneria & Costruzioni Costruzioni e perforazioni

Totale occupazione a fine periodo

di cui dirigenti

107

E N I FAC T B O O K / I N F O R M A Z I O N I S U P P L E M E N TA R I S U L L E AT T I V I T À D I E S P LO R A Z I O N E E P R O D U Z I O N E

Informazioni supplementari sulle attività di esplorazione e produzione RISERVE DI PETROLIO E GAS NATURALE Le riserve certe di petrolio e di gas rappresentano le quantità stimate di greggio (compresi condensati e liquidi di gas naturale) e gas naturale che, sulla base dei dati geologici e di ingegneria, potranno con ragionevole certezza essere recuperate nelle condizioni tecniche, contrattuali, economiche e operative esistenti al momento considerato, cioè a prezzi e costi alla data in cui viene fatta la valutazione. I prezzi tengono conto solo delle variazioni previste dai contratti ma non degli aumenti dovuti a situazioni future. Le riserve certe non comprendono la quota di riserve e le royalty di spettanza di terzi. Le riserve certe sviluppate di petrolio e gas sono le riserve che si stima di poter recuperare tramite pozzi, facility e metodi operativi esistenti. Le riserve certe non sviluppate di petrolio e gas sono le riserve che si stima di poter recuperare tramite nuovi pozzi e infrastrutture su aree non perforate o tramite pozzi esistenti, per i quali sia richiesta una spesa relativamente consistente per la loro messa in produzione. Le riserve di petrolio e di gas naturale attese attraverso l’iniezione di liquidi o con altre tecniche atte a migliorare il recupero primario sono incluse nelle riserve certe dopo aver verificato, attraverso la produzione o progetti pilota, il buon esito degli interventi effettuati.

Le definizioni utilizzate da Eni per le riserve certe di petrolio e gas rispecchiano le regole specifiche fissate dalla U.S. Securities and Exchange Commission nella Rule 4-10 of Regulation S-X; le riserve certe sono rappresentate in base allo Statement of Financial Accounting Standard n. 69. Le valutazioni relative alle riserve certe, sviluppate e non sviluppate al 31 dicembre 2004, 2005, 2006 e 2007 sono basate su dati elaborati da Eni. Dal 1991 Eni fa eseguire a rotazione da società di ingegneri petroliferi indipendenti una valutazione1 delle proprie riserve certe di idrocarburi. Nella preparazione dei loro rapporti, essi basano la valutazione su dati e informazioni forniti da Eni non oggetto di una verifica indipendente, con riferimento a titoli di proprietà, produ-

zione, costi operativi e di sviluppo, accordi di vendita, prezzi ed altre informazioni accettate dai valutatori nella modalità rappresentata. Tali informazioni sono le stesse utilizzate da Eni nel proprio processo di determinazione delle riserve certe e includono: le registrazioni delle operazioni effettuate sui pozzi, le misure della deviazione, l’analisi dei dati PVT (pressione, volume e temperatura), mappe, dati di produzione e iniezione per pozzo/giacimento/campo, studi di giacimento, analisi tecniche sulla performance del giacimento, piani di sviluppo, costi operativi e di sviluppo futuri. Per la determinazione del valore economico delle riserve rappresentato dal Net Present Value sono inoltre forniti i prezzi di vendita degli idrocarburi, le eventuali variazioni contrattuali future ed ogni altra informazione necessaria alla valutazione. Conseguentemente, l’attività svolta dagli ingegneri petroliferi indipendenti costituisce una valutazione delle riserve Eni di confronto con quella effettuata internamente. La circostanza che le valutazioni indipendenti confermino nella grande maggioranza dei casi le determinazioni delle riserve effettuate da Eni, conforta il management sul fatto che l’iscrizione a libro delle riserve certe avviene in conformità alla normativa applicabile e che esista la ragionevole certezza che tali riserve possano essere prodotte in futuro. Nei casi in cui sia accertata una discrepanza tra la valutazione degli ingegneri indipendenti e le determinazioni interne, Eni utilizza la valutazione più conservativa. In particolare nel 2007 sono state oggetto di valutazione riserve certe di complessivi 2,4 miliardi di boe, pari a circa il 37% delle riserve al 31 dicembre 2007. Le risultanze hanno confermato sostanzialmente, come in passato, le valutazioni interne. Nel triennio 2005-2007 le valutazioni indipendenti hanno riguardato il 67% del totale delle riserve certe. Al 31 dicembre 2007 i principali giacimenti non sottoposti a valutazione indipendente nell’ultimo triennio sono: - Kashagan (Kazakhstan); - Bayu Undan (Australia); - Cerro Falcone e MonteAlpi-MonteEnoc (Italia). Eni opera tramite Production Sharing Agreement (PSA) in

'(1) Dal 1991 al 2002 DeGolyer and MacNaughton e, a partire dal 2003, anche da Ryder Scott Company.

108

E N I FAC T B O O K / I N F O R M A Z I O N I S U P P L E M E N TA R I S U L L E AT T I V I T À D I E S P LO R A Z I O N E E P R O D U Z I O N E

diversi Paesi esteri dove svolge attività di esplorazione e produzione di petrolio e gas. Le riserve certe relative ai PSA sono stimate in funzione dei costi da recuperare (cost oil) e del profit oil di spettanza Eni e includono le quote di idrocarburi equivalenti agli obblighi di imposte a carico di Eni assolte in suo nome e per suo conto dalle società petrolifere di Stato che partecipano alle attività di estrazione e produzione. Le riserve certe relative ai PSA rappresentano il 48%, il 53% e il 46% del totale delle riserve certe in barili di petrolio equivalenti rispettivamente per gli anni 2005, 2006 e 2007. Effetti analoghi a quelli dei PSA si producono nei contratti di service e buy-back; le riserve certe relative a tali contratti rappresentano il 2%, il 2% e l’1% del totale delle riserve certe in barili di petrolio equivalenti rispettivamente per gli anni 2005, 2006 e 2007. Sono incluse nelle riserve: (i) i volumi di idrocarburi in eccesso rispetto ai costi da recuperare (excess cost oil) che l’impresa ha l’obbligo di ritirare a titolo oneroso in base agli accordi con la società petrolifera di Stato in alcune fattispecie di PSA. Le riserve iscritte in base a tale obbligo rappresentano l’1,7%, l’1,1% e l’1,8% del totale delle riserve certe in barili di olio equivalenti rispettivamente per gli anni 2005, 2006 e 2007; (ii) le quantità di gas naturale destinate all’autoconsumo; (iii) i volumi di gas naturale presenti nei campi di stoccaggio di Eni in Italia. Le riserve di gas in questi campi sono costituite

dalle riserve residue di giacimento e dai volumi di gas immessi in periodi successivi provenienti da altri campi di proprietà di Eni. Non sono inclusi i volumi di terzi o acquistati da terzi. Il gas prelevato dagli stoccaggi risulta prodotto e quindi dedotto dai volumi delle riserve certe quando venduto. I metodi di valutazione delle riserve certe e di previsione dei tassi futuri di produzione e del tempo di realizzazione degli investimenti per lo sviluppo hanno un margine di aleatorietà. L’accuratezza delle stime è funzione della qualità delle informazioni disponibili e delle valutazioni di tipo ingegneristico e geologico. I successivi risultati dei pozzi, delle verifiche e della produzione possono richiedere delle revisioni, in aumento o in diminuzione, delle valutazioni iniziali. Anche le variazioni dei prezzi del petrolio e del gas naturale hanno un effetto sui volumi delle riserve certe perché le valutazioni delle riserve si basano sui prezzi e sui costi alla data in cui sono effettuate. Le valutazioni delle riserve potrebbero conseguentemente divergere anche in misura significativa dai volumi di petrolio e di gas naturale che alla fine saranno effettivamente prodotti. Le tabelle che seguono indicano le variazioni annuali delle valutazioni delle riserve certe, sviluppate e non sviluppate, di petrolio (compresi condensati e liquidi di gas naturale) e di gas naturale di Eni per gli anni 2005, 2006 e 2007.

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E N I FAC T B O O K / I N F O R M A Z I O N I S U P P L E M E N TA R I S U L L E AT T I V I T À D I E S P LO R A Z I O N E E P R O D U Z I O N E

Riserve certe di idrocarburi (a) (milioni di boe)

Riserve al 31.12.2004 Acquisizioni Revisioni di precedenti stime

Italia(b)

Africa Settentrionale

Africa Occidentale

Mare del Nord

Area Caspio

890

2.087

1.348

807

1.169

13 60

Miglioramenti di recupero Estensioni e nuove scoperte

35

8 (48)

44 33 (173)

Produzione Cessioni

(95)

Riserve al 31.12.2005 Acquisizioni

868

2.026

Revisioni di precedenti stime Miglioramenti di recupero

21

89 49

Estensioni e nuove scoperte Produzione Cessioni

3 (87)

55 (201)

Riserve al 31.12.2006

805

Acquisizioni Revisioni di precedenti stime

18

Miglioramenti di recupero Estensioni e nuove scoperte Produzione Cessioni

1 (77)

Riserve al 31.12.2007

747

2.018 8 9 59 (215)

1.879

(d)

Resto del mondo

Riserve certe società consolidate

Totale società in joint venture e collegate(c)

Totale

853

7.154

64

7.218

24

48 (122)

37 (29)

106 (80)

30 67

30

15 14

12

89 156

(126)

(103)

(37)

(95)

(629)

1.279

758 1

1.087

(79) 41

28

104 14

(12)

16 (135)

1 (103) (3)

52 (38)

34 (76) (170)

1.122

682

33 (13)

26

12 59 (118)

2 2 (95)

1.095

617

1.219

778

554

6.796 1 151 104 161 (640) (173) 6.400

(153)

123 (29)

156 (143)

36 (41)

44 (81)

23 201 (627)

1.061

611

6.010

(18)

106 (98) 89 156

(5)

41

1 (6)

36 617 20 1 1 (7)

668

(634)

6.837 1 151 105 161 (646) (173) 6.436 773 (123) 24 202 (634)

6.678

(a) Il coefficiente di conversione da metri cubi a boe del gas naturale è 1 mc = 0,00615 barili di petrolio. (b) I dati al 31 dicembre 2004, 2005, 2006 e 2007 comprendono rispettivamente 20.875, 21.521, 21.341 e 21.222 milioni di metri cubi di gas naturale nei campi di stoccaggio in Italia. (c) Le riserve al 31/12/2007 delle società in joint venture e collegate includono il 60% delle tre società russe ex-Yukos acquistate nel 2007 e per le quali è stata attribuita a Gazprom l’opzione di acquisto del 51%. (d) Le riserve certe di spettanza Eni per il giacimento Kashagan sono state iscritte in base al working interest al 31 dicembre 2007 (Eni 18,52%).

110

E N I FAC T B O O K / I N F O R M A Z I O N I S U P P L E M E N TA R I S U L L E AT T I V I T À D I E S P LO R A Z I O N E E P R O D U Z I O N E

Riserve certe di petrolio e condensati

(milioni di barili)

Italia

Africa Settentrionale

Riserve al 31.12.2004

225

967

Acquisizioni Revisioni di precedenti stime

2 33

Miglioramenti di recupero Estensioni e nuove scoperte

Africa Occidentale

Mare del Nord

Area Caspio

1.047

(a)

Resto del mondo

Totale società consolidate

Totale società in joint venture e collegate (b)

Totale

3.972

36

4.008

450

799

484

36

6 (47)

27

46 (73)

1 (15)

55 (39)

43 26

29 14

21

15 14

2

87 77 (404)

Produzione Cessioni

(32)

(111)

(113)

(65)

(23)

(60)

Riserve al 31.12.2005 Acquisizioni

228

961

936

433

778

412

15

61 49

(85) 41

20

72 14

Revisioni di precedenti stime Miglioramenti di recupero

64 104

1 1

65 105

52 (23)

10 (38) (170)

103 (390) (172)

(3)

103 (393) (172)

893

195

(114)

54 (31)

86 (164) 22 95 (369)

Riserve al 31.12.2006

215

982

786

28

(35)

32 (26)

14

(28)

9 43 (121)

12 22 (101)

1 1 (57)

(26)

29 (36)

215

878

725

345

753

211

Riserve al 31.12.2007

(406)

(19)

11 (117)

Miglioramenti di recupero Estensioni e nuove scoperte Produzione Cessioni

(2)

3.773

30 (119)

386

87 77

25

(28)

Acquisizioni Revisioni di precedenti stime

55 (48)

3.748

Estensioni e nuove scoperte Produzione Cessioni

(65) (2)

(9)

3.457

3.127

24 101 20 1 1 (5)

142

3.481 187 (144) 23 96 (374)

3.269

( a) Le riserve certe di spettanza Eni per il giacimento Kashagan sono state iscritte in base al working interest al 31 dicembre 2007 (Eni 18,52%). (b) Le riserve al 31/12/2007 delle società in joint venture e collegate includono il 60% delle tre società russe ex-Yukos acquistate nel 2007 e per le quali è stata attribuita a Gazprom l’opzione di acquisto del 51%.

111

E N I FAC T B O O K / I N F O R M A Z I O N I S U P P L E M E N TA R I S U L L E AT T I V I T À D I E S P LO R A Z I O N E E P R O D U Z I O N E

Riserve certe di gas naturale (milioni di metri cubi)

Riserve al 31.12.2004 Acquisizioni Revisioni di precedenti stime Miglioramenti di recupero Estensioni e nuove scoperte

Resto del mondo

Riserve certe società consolidate

60.157

60.172

517.578

397 (8.032)

5.869 (2.345)

8.289 (6.824)

1.589

324 12.818

Italia (a)

Africa Settentrionale

Africa Occidentale

Mare del Nord

Area Caspio

108.124

182.114

48.922

58.089

1.797 4.506 23

(171)

226 (251)

(531)

324 1.049

8.750

1.407

(b)

Totale società in joint venture e collegate (c)

4.442 (1.352)

Totale

522.020 8.289 (8.176) 324 12.818

Produzione Cessioni

(10.348)

(10.108)

(1.977)

(6.193)

(2.277)

(5.691)

(36.594)

Riserve al 31.12.2005 Acquisizioni

104.102

173.208

55.670

52.772 123

50.245

59.594

495.591 123

Revisioni di precedenti stime Miglioramenti di recupero

1.012

4.385

842

1.500

5.183

1.321

14.243

(187)

14.056

Estensioni e nuove scoperte Produzione Cessioni

545 (9.637)

4.139 (13.352)

971 (2.900)

36 (6.171) (208)

(2.353)

3.729 (6.290)

9.420 (40.703) (208)

8 (430)

9.428 (41.133) (208)

Riserve al 31.12.2006

96.022

168.380

54.583

48.052

53.075

58.354

478.466

1.923

480.389

(1.488)

7.070

135 2.074

1.905

(6.294)

11.201 166

11.336 3.433

83.903 148

95.239 3.581

Miglioramenti di recupero Estensioni e nuove scoperte Produzione Cessioni

98 (8.075)

2.530 (15.130)

6.039 (2.738)

96 201 (6.146)

5.812 (2.459)

2.509 (7.365)

96 17.189 (41.913)

Riserve al 31.12.2007

86.557

162.850

60.093

44.108

50.134

64.865

468.607

Acquisizioni Revisioni di precedenti stime

(558)

2.532

(388)

85.586

(37.152)

498.123 123

96 17.189 (42.301)

554.193

(a) I dati al 31 dicembre 2004, 2005, 2006 e 2007 comprendono rispettivamente 20.875, 21.521, 21.341 e 21.222 milioni di metri cubi di gas naturale nei campi di stoccaggio in Italia. (b) Le riserve certe di spettanza Eni per il giacimento Kashagan sono state iscritte in base al working interest al 31 dicembre 2007 (Eni 18,52%). (c) Le riserve al 31/12/2007 delle società in joint venture e collegate includono il 60% delle tre società russe ex-Yukos acquistate nel 2007 e per le quali è stata attribuita a Gazprom l’opzione di acquisto del 51%.

112

E N I FAC T B O O K / I N F O R M A Z I O N I S U P P L E M E N TA R I S U L L E AT T I V I T À D I E S P LO R A Z I O N E E P R O D U Z I O N E

Risultati delle attività di ricerca e produzione di idrocarburi (a)

(€ milioni)

Italia(b)

Africa Settentrionale

Africa Occidentale

Mare del Nord

Area Caspio

3.133

2.813

4.252

2.707

161 3.294

2.579 5.392

394 4.646

889 3.596

Totale società in joint venture e collegate(e)

Resto del mondo

Totale società consolidate

209

619

13.733

586 795

2.297 2.916

6.906 20.639

106 106

7.012 20.745

(1.769) (990) (618)

(16) (3) (32)

(1.785) (993) (650)

(3.431) (1.140)

(50) 10

(3.481) (1.130)

(d)

Totale

2005 - IFRS Ricavi: vendite a imprese consolidate vendite a terzi Costi operativi Imposte sulla produzione Costi di ricerca

(261) (157) (38)

(390) (98) (137)

(363) (513) (74)

(417) (15) (158)

(123) (15)

(215) (207) (196)

Ammortamenti e svalutazioni (b) Altri (oneri) proventi

(512) (224)

(634) (463)

(598) (201)

(668) 17

(90) (53)

(929) (216)

Risultato ante imposte delle attività di esplorazione e produzione

3.670

2.897

2.355

514

12.691

15

12.706

(1.976)

(1.717)

(1.387)

(195)

(321)

(6.376)

(25)

(6.401)

1.322

1.694

1.180

968

319

832

6.315

(10)

6.305

3.601 184 3.785 (249)

4.185 3.012 7.197 (496)

4.817 967 5.784 (475)

3.295 983 4.278 (481)

261 721 982 (147)

712 1.873 2.585 (191)

16.871 7.740 24.611 (2.039)

120 120 (18)

16.871 7.860 24.731 (2.057)

Imposte sulla produzione Costi di ricerca Ammortamenti e svalutazioni (b)

(181) (137) (457)

(95) (273) (795)

(475) (186) (737)

(160) (684)

(25) (80)

(82) (293) (895)

(833) (1.074) (3.648)

(3) (26) (43)

(836) (1.100) (3.691)

Altri (oneri) proventi Risultato ante imposte delle attività di esplorazione e produzione Imposte sul risultato

(315)

(569)

(190)

57

(89)

(283)

(1.389)

8

(1.381)

2.446 (909)

4.969 (2.980)

3.721 (2.133)

3.010 (1.840)

641 (223)

841 (381)

15.628 (8.466)

38 (31)

15.666 (8.497)

Risultato delle attività di esplorazione e produzione (c)

1.537

1.989

1.588

1.170

418

460

7.162

7

7.169

vendite a imprese consolidate vendite a terzi

3.171 163

3.000 4.793

4.439 693

3.125 755

296 833

512 2.260

14.543 9.497

176

14.543 9.673

Costi operativi Imposte sulla produzione Costi di ricerca Ammortamenti e svalutazioni (b)

3.334 (248) (188) (108) (499)

7.793 (542) (91) (385) (768)

5.132 (499) (473) (291) (685)

3.880 (579)

1.129 (142)

(193) (729)

(36) (76)

2.772 (271) (28) (764) (989)

24.040 (2.281) (780) (1.777) (3.746)

176 (27) (6) (42) (51)

24.216 (2.308) (786) (1.819) (3.797)

(283)

(627)

(297)

(45)

(72)

(243)

(1.567)

(18)

(1.585)

Imposte sul risultato Risultato delle attività di esplorazione e produzione (c)

2.102 (780)

1.153

13.733

2006 - IFRS Ricavi: vendite a imprese consolidate vendite a terzi Costi operativi

2007 - IFRS Ricavi:

Altri (oneri) proventi Risultato ante imposte delle attività di esplorazione e produzione Imposte sul risultato Risultato delle attività di esplorazione e produzione (c)

2.008 (746) 1.262

5.380

2.887

2.334

803

477

13.889

32

13.921

(3.102)

(1.820)

(1.419)

(284)

(241)

(7.612)

(49)

(7.661)

2.278

1.067

519

236

6.277

(17)

6.260

915

(a) I risultati delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi, incluso il servizio per la modulazione dell’offerta di gas a fronte delle escursioni stagionali della domanda, derivano esclusivamente dalla differenza tra i ricavi e gli oneri direttamente connessi a queste attività comprese le relative spese generali. Non includono alcuna attribuzione di interessi passivi o di spese generali sostenute per funzioni di holding e, quindi, non sono necessariamente indicativi della contribuzione al risultato netto consolidato dell’Eni. Le relative imposte sul reddito sono state calcolate applicando l’aliquota fiscale vigente nel paese in cui l’impresa opera all’utile ante imposte derivante dalle attività di esplorazione e produzione. I ricavi e le imposte sul reddito includono le imposte dovute nei Production Sharing Agreement (PSA) dove l’onere tributario viene assolto dal partner a controllo statale in nome e per conto dell’Eni a valere sulla quota di Profit oil. (b) Include svalutazioni di attività per €130 milioni nel 2005, €156 milioni nel 2006 e €91 milioni nel 2007, (c) L'applicazione del Succesfull Effort Method avrebbe determinato un incremento del risultato delle società consolidate pari a €21 milioni nel 2005, €220 milioni nel 2006 e €438 milioni nel 2007 e per le società in joint venture e collegate pari a €1 milione nel 2005, €15 milioni nel 2006 e €26 milioni nel 2007. (d) Il risultato delle attività di esplorazione e produzione di spettanza Eni per il giacimento di Kashagan è iscritto in base al working interest al 31 dicembre 2007 (Eni 18,52%). (e) Gli importi delle società in joint venture e collegate del 2007 includono il 60% delle tre società russe ex-Yukos acquistate nel 2007 e per le quali è stata attribuita a Gazprom l'opzione di acquisto del 51%.

113

E N I FAC T B O O K / I N F O R M A Z I O N I S U P P L E M E N TA R I S U L L E AT T I V I T À D I E S P LO R A Z I O N E E P R O D U Z I O N E

Costi capitalizzati (a) Resto del mondo

Totale società consolidate

Totale società in joint venture e collegate (e)

Totale

1.570 39

6.447 964

42.894 1.963

427 35

43.321 1.998

37 1.342

60 564

2.095 3.609

8 31

2.103 3.640

501 (300) 201

51.062 (27.212) 23.850

Italia

Africa Settentrionale

Africa Occidentale

Mare del Nord

Area Caspio

Attività relative a riserve certe 10.267 Attività relative a riserve probabili e possibili 33

8.273 143

8.004 402

8.333 382

Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni 276 Immobilizzazioni in corso 582

1.238 399

451 612

33 110

(€ milioni)

(d)

31.12.2006 - IFRS

Costi capitalizzati lordi Fondi ammortamento e svalutazione Costi capitalizzati netti (b) (c)

11.158 (6.958) 4.200

10.053 (4.738) 5.315

9.469 (5.231) 4.238

8.858 (5.185) 3.673

2.988 (413) 2.575

8.035 (4.387) 3.648

50.561 (26.912) 23.649

Attività relative a riserve certe 10.571 Attività relative a riserve probabili e possibili 32

8.118 120

8.506 1.030

8.672 330

1.447 35

7.718 2.582

45.032 4.129

790 1.089

45.822 5.218

Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni 279 Immobilizzazioni in corso 726 Costi capitalizzati lordi 11.608

1.125 562 9.925

443 1.078 11.057

16 75 9.093

41 1.852 3.375

59 808 11.167

1.963 5.101 56.225

10 112 2.001

1.973 5.213 58.226

(4.960) 4.965

(5.340) 5.717

(5.670) 3.423

(445) 2.930

(4.909) 6.258

(28.764) 27.461

(345) 1.656

(29.109) 29.117

31.12.2007 - IFRS

Fondi ammortamento e svalutazione Costi capitalizzati netti (b) (c)

(7.440) 4.168

(a) I costi capitalizzati rappresentano i costi complessivi delle immobilizzazioni relative a riserve certe, probabili e possibili, delle attrezzature di supporto e delle altre immobilizzazioni utilizzate nelle attività di esplorazione e produzione, con indicazione del fondo ammortamento e svalutazione. (b) Gli importi comprendono oneri finanziari capitalizzati netti per €420 milioni nel 2006 e €441 milioni nel 2007. (c) Gli importi indicati non comprendono i costi relativi all’attività di esplorazione che sono imputati all’attivo patrimoniale, per rappresentarne la natura di investimento, e ammortizzati interamente nell’esercizio in cui sono sotenuti. L’applicazione del “Successfull Effort Method” avrebbe determinato un incremento dei costi capitalizzati netti delle società consolidate pari a €2.179 milioni nel 2006 e €2.547 milioni nel 2007 e per le società in joint venture e collegate pari a €24 milioni nel 2006 e €94 milioni nel 2007. (d) I costi capitalizzati di spettanza Eni per il giacimento di Kashagan sono stati iscritti in base al working interest al 31 dicembre 2007 (Eni 18,52%). (e) Gli importi delle società in joint venture e collegate al 31/12/2007 includono il 60% delle tre società russe ex-Yukos acquistate nel 2007 e per le quali è stata attribuita a Gazprom l’opzione di acquisto del 51

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E N I FAC T B O O K / I N F O R M A Z I O N I S U P P L E M E N TA R I S U L L E AT T I V I T À D I E S P LO R A Z I O N E E P R O D U Z I O N E

Costi sostenuti (a)

(€ milioni)

Italia

Africa Settentrionale

Africa Occidentale

Mare del Nord

Area Caspio

Resto del mondo

Totale società consolidate

88 42

11 57

134 156

(c)

Totale società in joint venture e collegate (d)

Totale

2005 - IFRS Acquisizioni di riserve certe Acquisizioni di riserve probabili e possibili

19 13

16 44

134 156

Esplorazione Sviluppo (c)

45 644

153 960

75 910

127 522

15 646

249 745

664 4.427

18 31

682 4.458

Costi sostenuti

721

1.113

1.045

649

791

1.062

5.381

49

5.430

2006 - IFRS Acquisizioni di riserve certe Acquisizioni di riserve probabili e possibili

139

10 3

149 3

149 3

Esplorazione Sviluppo (b)

128 1.120

270 892

471 956

174 478

25 595

280 766

1.348 4.807

26 31

1.374 4.838

Costi sostenuti

1.387

1.172

1.427

652

620

1.049

6.307

57

6.364

11

451 510

1.395 1.417

1.857 1.927

187 1.086

2.044 3.013

2007 - IFRS Acquisizioni di riserve certe Acquisizioni di riserve probabili e possibili Esplorazione Sviluppo (b)

104 320

380 1.047

298 1.425

193 518

36 744

1.181 1.185

2.192 5.239

42 156

2.234 5.395

Costi sostenuti

424

1.438

2.684

711

780

5.178

11.215

1.471

12.686

(a) I costi sostenuti rappresentano gli importi capitalizzati o imputati a conto economico relativi alle attività di esplorazione e produzione. Le differenze tra gli aumenti determinati in applicazione degli US GAAP rispetto agli IFRS non sono significative. (b) Gli importi indicati comprendono i costi capitalizzati nell'anno relativi all'abbandono delle attività per €578 milioni nel 2005, €1.170 milioni nel 2006 e €173 milioni nel 2007 (c) I costi sostenuti di spettanza Eni per il giacimento di Kashagan sono stati iscritti in base al working interest al 31 dicembre 2007 (Eni 18,52%). (d) Gli importi delle società in joint venture e collegate al 31/12/2007 includono il 60% delle tre società russe ex-Yukos acquistate nel 2007 e per le quali è stata attribuita a Gazprom l'opzione di acquisto del 51%..

115

E N I FAC T B O O K / I N F O R M A Z I O N I S U P P L E M E N TA R I S U L L E AT T I V I T À D I E S P LO R A Z I O N E E P R O D U Z I O N E

VALORE STANDARD DEI FLUSSI NETTI DI CASSA FUTURI ATTUALIZZATI I futuri flussi di cassa stimati rappresentano i ricavi ottenibili dalla produzione e sono determinati applicando i prezzi di fine anno dell’olio e del gas alla stima delle produzioni future delle riserve certe. Futuri cambiamenti di prezzi sono considerati solo se previsti dai termini contrattuali. Le stime dei futuri costi di sviluppo e di produzione sono determinati sulla base delle spese da sostenere per sviluppare e produrre le riserve certe di fine anno. Non sono stati considerati né le possibili variazioni future dei prezzi, né i prevedibili cambiamenti futuri della tecnologia e dei metodi operativi. Il valore standard è calcolato come il valore attuale, risultante dall’applicazione di un tasso di attualizzazione standard del 10% annuo, dell’eccedenza delle entrate di cassa future derivanti dalle riserve certe rispetto ai costi futuri di produzione e sviluppo delle riserve stesse e alle imposte sui redditi futuri. I flussi di cassa futuri al 31 dicembre 2004, 2005, 2006 e 2007 includono i corrispettivi che la Divisione Gas & Power di Eni e altre società di trasporto e vendita di gas terze sostengono per assicurarsi i servizi di stoccaggio, necessari al soddisfacimento della domanda di flessibilità del mercato.

116

I costi futuri di produzione includono le spese stimate relative alla produzione di riserve certe più ogni imposta di produzione senza tenere conto dell’effetto dell’inflazione futura. I costi futuri di sviluppo includono i costi stimati dei pozzi di sviluppo, dell’installazione di attrezzature produttive e il costo netto connesso allo smantellamento e all’abbandono dei pozzi e delle attrezzature, sulla base dei costi esistenti alla fine dell’esercizio, senza tenere conto dell’effetto dell’inflazione futura. Le imposte sul reddito future sono state calcolate in accordo con la normativa fiscale dei Paesi nei quali Eni opera. Il valore standard dei flussi netti di cassa futuri attualizzati, relativo alle riserve certe di petrolio e gas, è calcolato in accordo alle regole dello Statement of Financial Accounting Standard n. 69. Il valore standard non pretende di riflettere la stima del valore di realizzo o di mercato delle riserve certe di Eni. Una stima del valore di mercato considera, tra le altre cose, oltre alle riserve certe, anche le riserve probabili e possibili, cambiamenti futuri di costi e prezzi e un fattore di sconto rappresentativo dei rischi inerenti le attività di esplorazione e produzione.

E N I FAC T B O O K / I N F O R M A Z I O N I S U P P L E M E N TA R I S U L L E AT T I V I T À D I E S P LO R A Z I O N E E P R O D U Z I O N E

Valore standard dei flussi di cassa netti futuri attualizzati

(€ milioni)

Italia

Africa Settentrionale

Africa Occidentale

Mare del Nord

Area Caspio

(a)

Resto del mondo

Totale società consolidate

Totale società in joint venture e collegate (b)

Totale

31.12.2005 Entrate di cassa future Costi futuri di produzione

36.203 (4.609)

66.100 (10.030)

45.952 (9.604)

30.835 (5.632)

30.339 (3.848)

20.251 (2.551)

229.680 (36.274)

1.055 (226)

230.735 (36.500)

Costi futuri di sviluppo e d'abbandono Imposte sul reddito future

(2.936) (9.890)

(3.960) (22.744)

(2.594) (21.056)

(1.774) (15.225)

(2.562) (6.973)

(1.497) (5.124)

(15.323) (81.012)

(89) (187)

(15.412) (81.199)

Flusso di cassa netto futuro prima dell’attualizzazione Valore dell’attualizzazione al tasso del 10%

18.768 (7.643)

29.366 (12.095)

12.698 (4.122)

8.204 (2.155)

16.956 (11.934)

11.079 (3.771)

97.071 (41.720)

553 (182)

97.624 (41.902)

Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri

11.125

17.271

8.576

6.049

5.022

7.308

55.351

371

55.722

31.12.2006 Entrate di cassa future

43.495

64.381

34.935

24.821

33.825

14.766

216.223

1.038

217.261

(6.086) (6.739) (10.838)

(9.707) (5.383) (24.639)

(8.028) (2.865) (14.141)

(6.426) (2.265) (10.901)

(4.162) (3.103) (7.649)

(1.753) (1.473) (3.824)

(36.162) (21.828) (71.992)

(224) (79) (227)

(36.386) (21.907) (72.219)

24.652 (10.631)

9.901 (2.994)

5.229 (1.392)

18.911 (13.878)

7.716 (2.626)

86.241 (43.014)

508 (154)

86.749 (43.168)

14.021

6.907

3.837

5.033

5.090

43.227

354

43.581

47.243 (5.926)

73.456 (11.754)

48.283 (9.875)

29.610 (6.670)

42.710 (4.997)

20.359 (2.782)

261.661 (42.004)

7.135 (1.249)

268.796 (43.253)

(7.218) (10.778)

(4.643) (29.083)

(3.013) (23.083)

(2.461) (14.375)

(3.374) (9.977)

(2.459) (5.397)

(23.168) (92.693)

(1.721) (2.009)

(24.889) (94.702)

27.976 (11.143)

12.312 (3.953)

6.104 (1.600)

24.362 (17.480)

9.721 (3.356)

103.796 (50.794)

2.156 (1.265)

105.952 (52.059)

16.833

8.359

4.504

6.882

6.365

53.002

Costi futuri di produzione Costi futuri di sviluppo e d'abbandono Imposte sul reddito future

Flusso di cassa netto futuro prima dell’attualizzazione 19.832 Valore dell’attualizzazione al tasso del 10% (11.493) Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri 8.339 31.12.2007 Entrate di cassa future Costi futuri di produzione Costi futuri di sviluppo e d'abbandono Imposte sul reddito future

Flusso di cassa netto futuro prima dell’attualizzazione 23.321 Valore dell’attualizzazione al tasso del 10% (13.262) Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri 10.059

891

53.893

(a) Il valore standard dei flussi netti di cassa futuri attualizzati di spettanza Eni per il giacimento di Kashagan è stato iscritto in base al working interest al 31 dicembre 2007 (Eni 18,52%). (b) Gli importi delle società in joint venture e collegate al 31/12/2007 includono il 60% delle tre società russe ex-Yukos acquistate nel 2007 e per le quali è stata attribuita a Gazprom l'opzione di acquisto del 51%.

117

E N I FAC T B O O K / I N F O R M A Z I O N I S U P P L E M E N TA R I S U L L E AT T I V I T À D I E S P LO R A Z I O N E E P R O D U Z I O N E

Variazioni del valore standard dei flussi netti di cassa futuri attualizzati

2005

2006

2007

Valore all’inizio dell’esercizio

37.258

55.722

43.581

Valore all’inizio dell’esercizio relativo a società joint venture e collegate Valore all’inizio dell’esercizio relativo a società consolidate

(357) 36.901

(371) 55.351

(354) 43.227

Aumenti (diminuzioni): vendite a terzi e a società consolidate, al netto dei costi di produzione

(17.880)

(21.739)

(20.979)

variazioni nette dei prezzi di vendita, al netto dei costi di produzione

33.372

4.097

34.999

estensioni, nuove scoperte e miglioramenti di recupero, al netto dei futuri costi di produzione e sviluppo revisioni di stime dei futuri costi di sviluppo e d’abbandono costi di sviluppo sostenuti nell’esercizio, che riducono i futuri costi di sviluppo

3.527 (3.654) 3.865

3.629 (6.964) 3.558

3.982 (4.000) 4.682

47 6.573

383 9.489

(2.995) 7.968

(17.327) 977

3.060 10

(17.916) 3.521

8.950

(1.252) (6.395)

513

Saldo aumenti (diminuzioni) Valore alla fine dell’esercizio relativo a società consolidate Valore alla fine dell’esercizio relativo a società joint venture e collegate

18.450 55.351 371

(12.124) 43.227 354

9.775 53.002 891

Valore alla fine dell’esercizio

55.722

43.581

53.893

(€ milioni)

revisioni delle quantità stimate effetto dell’attuazione variazione netta delle imposte sul reddito acquisizioni di riserve cessioni di riserve variazioni dei profili temporali di produzione e altre variazioni

118

E N I FAC T B O O K / I N F O R M A Z I O N I S U P P L E M E N TA R I S U L L E AT T I V I T À D I E S P LO R A Z I O N E E P R O D U Z I O N E

Tabella di conversione dell’energia

Petrolio (densità media di riferimento 32,35°API, densità relativa 0,8636)

1 barile 1 barile/g 1 metro cubo

(bbl)

158,987 l petrolio(a)

0,159 m3 petrolio

162,602 m3 gas 5.800.000 btu

5.742 ft3 gas

1.033 m3 gas

36.481 ft3 gas

(m3)

~50 t/anno 1.000 l petrolio

6,29 bbl

(tep)

1.160,49 l petrolio

7,299 bbl

(m3) (ft3)

0,976 l petrolio 27,637 l petrolio

0,00615 bbl 0,1742 bbl

1.000.000 british thermal unit (btu) (tGNL) 1 tonnellata di GNL

27,4 l petrolio 1,2 tep

0,17 bbl 8,9 bbl

0,027 m3 petrolio 52.000.000 btu

28,3 m3 gas

1.000 ft3 gas 52.000 ft3 gas 1.400 m3 gas

93,532 l petrolio (TJ) 25.981,45 l petrolio (kcal) 108,8 l petrolio

0,5883 bbl 163,42 bbl 0,68 bbl

0,0955 m3 petrolio 25,9814 m3 petrolio 0,109 m3 petrolio

96,621 m3 gas 26.939,46 m3 gas 112,4 m3 gas

3.412,14 ft3 gas 947.826,7 ft3 gas 3.968,3 ft3 gas

1 tonnellata equivalente di petrolio

(bbl/g)

1,161 m3 petrolio

1.187 m3 gas

41.911 ft3 gas

27,317 m3 gas

35,315 ft3 gas 0,02386 tep

Gas 1 metro cubo 1.000 piedi cubi

35.314,67 btu 1.000.000 btu

Energia elettrica 1 megawattora=1.000 kWh 1 teraJoule 1.000.000 kilocalorie

(MWh)

(a) l petrolio: litri di petrolio.

Fattori di conversione delle masse chilogrammo (kg)

libbra (lb)

tonnellata metrica (t)

kg

1

2,2046

0,001

lb t

0,4536 1.000

1 22.046

0,0004536 1

metro (m)

pollice (in)

piede (ft)

yarda (yd)

1 0,0254 0,3048 0,9144

39,37 1 12 36

3,281 0,0833 1 3

1,093 0,0278 0,3333 1

piede cubo (ft3)

barile (bbl)

litro (l)

metro cubo (m3)

ft3 bbl l

1 5,615 0,035311

0 1 0,0063

28,32 159 1

0,02832 0,158984 0,001

m3

35,3107

6,2898

103

1

Fattori di conversione delle lunghezze

m in ft yd

Fattori di conversione dei volumi

119

5 60 (96)

Petrolchimica Ingegneria & Costruzioni Altre attività

(a) In USD per barile. Fonte: Platt’s Oilgram. (b) Elaborazione Eni. (c) Elaborazione Eni.

2,1

25,56 2,21

Prezzo medio in euro del greggio Brent dated (b) Margini europei medi di raffinazione (c)

I trim.

31,95 1,250

Euribor%

89 46 (93)

2.987 2.439 433 317 164 42 (84) 320 203 (395)

3.551 12.399 2.253 8.185 878 3.428 337 1.080

2,1

29,37 5,26

36,36 1,204

2,1

33,99 4,28

41,54 1,222

2,2

33,95 5,75

44,00 1,296

II trim. III trim. IV trim.

2004

2,1

30,72 4,35

38,22 1,244

25 45 81 165 316 11.612 13.116 11.522 10.443 10.443

Prezzo medio greggio Brent dated (a) Cambio medio EUR/USD

Dati di scenario

(a) I dati infrannuali non sono oggetto di revisione contabile.

Investimenti in partecipazioni Indebitamento finanziario netto a fine periodo

62 55 (122)

2.649 1.828 566 301

(49) (62) (179) (73) (363) (49) 21 (65) 34 (59) 2.001 1.364 1.585 2.109 7.059 1.729 2.030 1.745 1.995 7.499

3.212 1.665 1.551 125

Corporate e società finanziarie Eliminazione degli utili interni Utile netto Investimenti tecnici

2004

II trim. III trim. IV trim.

14.545 13.293 13.517 16.190 57.545

I trim.

Utile operativo: Exploration & Production Gas & Power Refining & Marketing

Ricavi

(€ milioni)

Principali dati economico-finanziari (a)

120 2005 II trim. III trim. IV trim.

58 53 (197)

3.711 2.776 592 596 (51) 60 (378)

4.270 3.682 525 663 37 129 (297) 202 307 (934)

4.396 16.827 3.567 12.592 641 3.321 329 1.857

2,1

36,23 4,26

47,50 1,311

I trim.

23 8.022

2,1

40,94 6,78

51,59 1,260

2,1

50,44 7,02

61,54 1,220

2,3

47,86 5,05

56,90 1,189

2,2

43,71 5,78

54,38 1,244

13 85 146 6.354 10.475 10.475

II trim. III trim. IV trim.

2005

25 9.411

(53) (158) (125) (41) (377) (57) (9) (106) 31 (141) 2.445 1.898 2.340 2.105 8.788 1.474 1.732 1.744 2.464 7.414

158 65 (62)

4.450 2.567 1.563 269

17.445 16.656 18.121 21.506 73.728

I trim.

2006 II trim. III trim. IV trim.

30 128 (151)

4.947 4.095 708 366 31 145 (185)

4.828 4.041 592 250 72 149 (221)

172 505 (622)

3.957 19.327 3.141 15.580 1.303 3.802 (386) 319

2,6

51,37 2,95

61,75 1,202

I trim.

19 6.291

19 3.850

19 6.767

2,9

55,43 5,77

69,62 1,256

3,2

54,55 4,27

69,49 1,274

3,6

46,26 2,18

59,68 1,290

II trim. III trim. IV trim.

2006

38 6.394

3,1

51,86 3,79

65,14 1,256

95 6.767

(51) (91) (65) (89) (296) (2) (138) 19 (12) (133) 2.974 2.301 2.422 1.520 9.217 1.340 1.714 1.835 2.944 7.833

39 83 (65)

5.595 4.303 1.199 89

23.584 20.739 20.366 21.416 86.105

I trim.

2007 II trim. III trim. IV trim.

96 214 (215)

5 211 (51)

4.379 3.309 590 282

(142) 236 (162)

74 837 (444)

5.166 18.868 3.929 13.788 1.431 4.127 27 729

3,8

44,08 3,06

57,75 1,310

I trim.

10 3.852

4,1

51,01 6,90

68,76 1,348

4,5

54,45 4,04

74,87 1,375

4,7

61,21 4,07

88,70 1,449

II trim. III trim. IV trim.

2007

4,3

52,90 4,52

72,52 1,371

4.925 3.776 1.198 9.909 9.122 11.430 16.327 16.327

(38) (61) (23) (95) (217) 105 (129) 56 (58) (26) 2.588 2.267 2.146 3.010 10.011 2.013 2.244 2.679 3.657 10.593

115 176 (16)

5.105 4.218 3.132 3.418 1.641 465 (10) 430

21.913 19.754 20.190 25.399 87.256

I trim.

Dati infrannuali

2004

1,08 0,80 0,28

1,39 4,75

Rete estero - Resto d’Europa - Africa e Brasile

Extrarete estero Altre vendite

12,73 2,55 2,96

Vendite di prodotti petroliferi (mln ton): Rete Italia Extrarete Italia

1,20

1,65 5,78

1,15 0,86 0,29

14,34 2,78 2,98

17,22 7,20 4,32

1,74

27,33 6,89 3,31

Totale vendite e autoconsumi di gas naturale (mld mc) Volumi trasportati per conto terzi in Italia (mld mc) Vendite di energia elettrica (TWh)

16,02

25,59

Vendite a terzi e autoconsumo (mld mc) Vendite di gas naturale delle società collegate (quota Eni) (mld mc)

141,7 15,15 0,87

143,4 24,78 0,81

302 335 347

595 1.621 263 374

1.026

1,1 5,13

0,93 0,93

13,04 2,83 3,05

14,81 6,70 4,23

1,16

13,65

138,5 12,68 0,97

320 258 329

542 1.545 271 367

1.003

1,16 5,31

0,88 0,88

13,43 2,77 3,31

22,97 7,47 5,09

1,74

21,23

152,9 20,18 1,05

339 306 376

614 1.704 272 411

1.090

II trim. III trim. IV trim.

Produzione venduta (mln boe) Vendite di gas naturale a terzi (mld mc) Autoconsumo di gas naturale (mld mc)

301 334 348

612 1.628 278 367

Africa Occidentale Mare del Nord Resto del Mondo

1.016

Produzione giornaliera di gas naturale (mgl boe/g) Produzione giornaliera di idrocarburi (mgl boe/g) Italia Africa Settentrionale

I trim.

Produzione giornaliera di petrolio (mgl bbls/g)

Principali dati operativi

121

5,30 20,97

4,04 3,47 0,57

53,54 10,93 12,30

82,33 28,26 16,95

5,84

76,49

576,5 72,79 3,70

316 308 350

591 1.624 271 380

1.034

1,10 4,91

0,83 0,83

12,30 2,52 2,94

28,07 8,34 6,10

2,27

25,80

148,0 24,55 1,25

327 290 389

603 1.703 265 432

1.100

I trim.

2005

1,06 4,86

0,94 0,94

12,51 2,70 2,95

18,52 7,99 6,67

1,53

16,99

153,4 15,65 1,34

326 286 380

618 1.725 268 465

1.107

1,14 5,41

0,99 0,99

13,16 2,63 2,99

16,66 6,59 7,21

1,23

15,43

152,5 13,95 1,48

347 265 345

609 1.715 256 502

1.106

1,20 6,11

0,91 0,91

13,66 2,20 3,24

26,45 7,30 7,58

2,05

24,40

161,0 22,93 1,47

372 291 367

674 1.806 254 522

1.132

II trim. III trim. IV trim.

4,50 21,30

3,67 3,67

51,63 10,05 12,11

89,70 30,22 27,56

7,08

82,62

614,9 77,08 5,54

343 283 370

626 1.737 261 480

1.111

1,13 5,32

0,87 0,87

12,32 2,06 2,94

30,08 8,77 7,73

2,41

27,67

159,5 26,20 1,47

382 298 359

684 1.827 247 541

1.143

I trim.

2006

1,15 5,35

0,95 0,95

12,55 2,20 2,90

19,37 7,72 7,66

1,65

17,72

154,1 16,11 1,61

368 284 304

692 1.748 237 555

1.056

1,16 5,68

1,03 1,03

13,08 2,24 2,97

18,09 6,93 7,85

1,62

16,47

152,3 14,97 1,50

365 254 301

668 1.709 235 554

1.041

1,16 5,96

0,97 0,97

13,18 2,16 2,93

25,87 7,48 7,79

1,97

23,90

159,1 22,35 1,55

372 291 330

718 1.796 232 571

1.079

II trim. III trim. IV trim.

4,60 22,31

3,82 3,82

51,13 8,66 11,74

93,41 30,90 31,03

7,65

85,76

625,1 79,63 6,13

372 282 323

690 1.770 238 555

1.079

1,18 5,67

0,90 0,90

12,34 1,98 2,61

27,07 7,96 7,38

2,27

24,80

150,1 23,41 1,39

337 287 321

707 1.734 223 566

1.030

I trim.

2007

1,16 5,02

0,99 0,99

12,02 2,19 2,66

19,56 7,22 8,86

1,77

17,79

152,2 16,31 1,48

333 264 325

713 1.736 215 599

1.026

1,28 4,47

1,05 1,05

11,90 2,25 2,85

19,07 6,38 8,67

1,96

17,11

147,0 15,49 1,62

324 213 350

683 1.659 204 568

975

1,34 6,29

1,09 1,09

13,89 2,20 2,97

27,87 9,33 8,28

2,74

25,13

162,1 23,54 1,59

316 279 372

769 1.815 207 641

1.048

II trim. III trim. IV trim.

4,96 21,45

4,03 4,03

50,15 8,62 11,09

93,57 30,89 33,19

8,74

84,83

611,4 78,75 6,08

327 261 342

718 1.736 212 594

1.020

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