Mission

• Utile operativo adjusted: €4,61 miliardi nel trimestre (+12%); €13,71 miliardi nei nove mesi
  (+9%);
• Utile netto adjusted: €1,79 miliardi nel trimestre (+7%); €5,43 miliardi nei nove mesi (+5%);
• Utile netto: €1,77 miliardi nel trimestre (+3%); €5,57 miliardi nei nove mesi (-3%);
• Cash flow: €2,61 miliardi nel trimestre; €11,2 miliardi nei nove mesi.

• Produzione d’idrocarburi ancora penalizzata dalla Libia: -13,6% nel trimestre a 1,47 milioni
  di barili/giorno (-12,4% nei nove mesi); in linea (-0,8% nei nove mesi) al netto dell’effetto
  prezzo e della minore produzione libica;
• Vendite di gas: -3,4% a 17,96 miliardi di metri cubi nel trimestre (+4,4% nei nove mesi);
• Riaperto il gasdotto GreenStream e riprese le attività produttive in Libia;;
• Firmati con Gazprom i contratti commerciali che assicurano la decisione finale d’investimento
  per lo sviluppo del giant a gas Samburgskoye;
• Firmato l’accordo preliminare con GDF per l’acquisto del 10,4% nel giacimento Elgin/Franklin
  nel Mare del Nord britannico già partecipato da Eni;
• Avviati nel trimestre giacimenti in Egitto e Australia che portano a 8 il totale degli avvii da
  inizio anno;
• Scoperta giant di Mamba nell’offshore del Mozambico con un potenziale fino a 637,5 miliardi
  di metri cubi di gas in posto.

Indonesia

Eni, nell’ambito del primo Bid Round internazionale lanciato in Indonesia nel 2011, in qualità di operatore di un consorzio di compagnie petrolifere internazionali ha ottenuto l’assegnazione del blocco North Ganal, situato offshore al largo di East Kalimantan. Il PSC (Production Sharing Contract), di cui Eni sarà operatore, sarà firmato entro l’anno. Il blocco North Ganal si estende per 2.432 chilometri quadrati all’interno del bacino di Kutei, un’area molto prolifica dal punto di vista della presenza d’idrocarburi. Il programma esplorativo contrattuale prevede l’esecuzione di un rilievo sismico 2D su 200 chilometri e la perforazione di un pozzo durante i primi tre anni della fase esplorativa.

Mare del Nord

Nel settembre 2011 Eni ha firmato un accordo preliminare con GDF SUEZ per l’acquisto di un interest del 10,4% nel giacimento Elgin/Franklin al quale già partecipa con il 21,8%. L’acquisizione per la quale Eni ha offerto a GDF SUEZ un prezzo di €590 milioni rappresenta un naturale sviluppo del portafoglio Eni nell’area e consente di realizzare un maggiore livello produttivo attraverso lo sfruttamento di giacimenti conosciuti. Il closing dell’operazione è soggetto ad alcune condizioni sospensive tra le quali la rinuncia da parte delle altre compagnie petrolifere al diritto di prelazione sulla quota ceduta da GDF SUEZ.

Brasile

Nel luglio 2011, con l’approvazione delle competenti autorità brasiliane, è stata perfezionata la cessione della partecipazione totalitaria nella società Gas Brasiliano Distribuidora, che distribuisce e commercializza gas naturale in Brasile, a Petrobras Gàs, compagnia interamente controllata da Petróleo Brasileiro (“Petrobras”). Il corrispettivo della cessione ammonta a $271 milioni.

Belgio

Nel luglio 2011 Eni ha firmato un accordo con NV Nuon Energy per l’acquisizione della controllata Nuon Belgium NV, che commercializza gas ed energia elettrica ai segmenti industriale e residenziale in Belgio. Il perfezionamento dell’accordo è soggetto all’approvazione delle competenti autorità. L’esborso previsto ammonta a circa €210 milioni.

Accordi con Gazprom
Nel settembre 2011 Eni e Gazprom nell’ambito della partnership strategica hanno concordato una serie di sviluppi in iniziative industriali di comune interesse:

- Progetto South Stream
Sono stati definiti i termini per l’ingresso nel progetto degli operatori gas Wintershall ed EDF ciascuno con una quota del 15%.

- Giacimento di petrolio Elephant in Libia
Gazprom ha confermato l’interesse ad acquisire il 50% della quota posseduta da Eni (33,3%) nel consorzio per lo sviluppo del giacimento libico Elephant, situato nella zona desertica Sud-occidentale del Paese a 800 chilometri da Tripoli, in grado di produrre oltre 100 mila barili/giorno.

- Progetti gas in Siberia
è stato firmato il contratto che sancisce l’impegno di Gazprom ad acquistare il gas prodotto dal giacimento Samburgskoye, detenuto dalla joint venture Severenergia (Eni 29,4%). Tale accordo ha consentito di approvare la Final Investment Decision per lo sviluppo del giacimento. Lo start-up è atteso nel 2012.

Algeria

Nell’aprile 2011 Eni e Sonatrach hanno firmato un accordo di cooperazione per l’esplorazione e lo sviluppo di idrocarburi non convenzionali nel Paese, in particolare di risorse di shale gas.

Australia

Nel maggio 2011 Eni ha firmato un accordo con la società MEO Australia per l’ingresso nello sviluppo delle scoperte a gas di Heron e Blackwood nel Permesso NT/P-68, nel Mar di Timor. L’accordo prevede l’acquisizione del 50% e il ruolo di operatore relativamente alla prima scoperta attraverso il finanziamento della perforazione di due pozzi di appraisal. Eni ha inoltre la facoltà di rilevare il 50% anche nel giacimento di Blackwood a fronte dell’acquisizione di rilievi sismici e della perforazione di un altro pozzo. Inoltre è riconosciuta a Eni l’opzione di acquisire un ulteriore quota del 25% nei giacimenti attraverso il finanziamento delle attività necessarie per raggiungere la Final Investment Decision (FID).

Indonesia

Nel maggio 2011 Eni si è aggiudicata al 100% i diritti di esplorazione con il ruolo di operatore del Blocco Arguni I nel bacino di Bintuni, dalle notevoli potenzialità. Il programma di commitment prevede la perforazione di due pozzi nei primi tre anni del periodo di validità della licenza.

Sudafrica

Nel giugno 2011 Eni ha firmato un Memorandum of Understanding di ampia portata con PetroSA, la compagnia di Stato della Repubblica del Sudafrica. L’accordo è volto a promuovere iniziative congiunte nell’esplorazione e nello sviluppo di idrocarburi convenzionali e non convenzionali nel Paese e in Africa. Inoltre Eni assicurerà forniture long-term di GNL per la produzione di energia elettrica e liquidi da gas (GTL), flussi di prodotti raffinati e sostegno nella realizzazione di centrali elettriche con la finalità di favorire lo sviluppo economico del Paese. Saranno valutate possibili opzioni di utilizzo economico degli impianti di stoccaggio di Saldanha, localizzati strategicamente tra i mercati asiatici, americani ed europei.

Chimica Verde

Nel giugno 2011 Eni, tramite la controllata Polimeri Europa, e Novamont SpA hanno firmato un protocollo d’intesa per la riconversione del sito Eni di Porto Torres in un polo di “chimica verde” destinato alla produzione di plastiche e altri prodotti petrolchimici biodegradabili (bio-lubrificanti, bio-additivi) per i quali si prevedono significativi tassi di crescita nel medio-lungo termine. Tali prodotti saranno ottenuti, attraverso una catena produttiva integrata, a partire da materie prime rinnovabili di origine vegetale. Novamont contribuirà alla joint venture fornendo le tecnologie e il proprio know-how nella chimica verde, mentre Eni metterà a disposizione il sito, le infrastrutture e il personale qualificato, nonché la propria esperienza industriale, tecnico-ingegneristica e commerciale nel settore petrolchimico. Nell’ambito di tale progetto, Eni ha in programma di realizzare una centrale elettrica a biomasse e di eseguire interventi di bonifica e risanamento ambientale. I progetti descritti comporteranno un investimento complessivo di circa €1,2 miliardi che sarà sostenuto in via diretta o tramite la joint venture nel periodo 2011-2016.

Egitto

Nel luglio 2011 Eni e le Autorità di Stato dell’Egitto hanno raggiunto un accordo per rilanciare le attività petrolifere nel Paese. Sono state definite nuove iniziative nelle aree del Deserto Occidentale, nel Mar Mediterraneo e nella zona del Sinai, che riguarderanno sia lo sviluppo, attraverso la perforazione di pozzi aggiuntivi e l’accelerazione della produzione da nuove scoperte, sia l’esplorazione, con la perforazione di 12 pozzi. Inoltre Eni promuoverà diverse iniziative nel campo della sostenibilità e a favore delle comunità locali.

Belgio

Nel luglio 2011 Eni ha firmato un accordo con NV Noun Energy per l’acquisizione della controllata Noun Belgium NV, che commercializza gas ed energia elettrica ai segmenti industriale e residenziale in Belgio. Il perfezionamento dell’accordo è soggetto all’approvazione delle competenti autorità.

Ucraina

Nell'aprile 2011 Eni e la società Cadogan Petroleum plc hanno definito i termini per l'acquisizione da parte Eni di un'interessenza in due licenze di esplorazione e sviluppo in aree comprese nel bacino Dniepr-Donetz, in Ucraina. L'acquisizione si inquadra nell'ambito della promozione di iniziative comuni nell'esplorazione e produzione di idrocarburi nel Paese, sancita dal Memorandum d'Intesa con il Ministro ucraino dell'Ecologia e delle Risorse Naturali.

Alaska

Nel febbraio 2011 è stata avviata la produzione del giacimento Nikaitchuq (Eni operatore con il 100%), nell'offshore dell'Alaska, nell'area del North Slope, che contiene risorse di 220 milioni di barili. Il picco produttivo è stimato in 28 mila barili/giorno.

Cina

Nel gennaio 2011 Eni e PetroChina hanno firmato un Memorandum of Understanding per promuovere iniziative congiunte nello sviluppo degli idrocarburi convenzionali e non convenzionali in Cina e all'estero. L'accordo prevede l'applicazione di tecnologie avanzate nell'ambito dello sfruttamento di risorse non convenzionali.

Angola

Nel gennaio 2011 Eni si è aggiudicata il diritto per l'esplorazione e il ruolo di operatore del Blocco 35 nell'offshore profondo angolano, con una quota del 30%. Il contratto prevede la perforazione di 2 pozzi e la realizzazione di rilievi sismici tridimensionali da effettuarsi nei primi 5 anni di attività esplorativa. L'operazione è soggetta ad approvazione da parte delle competenti autorità.

Nel terzo trimestre si evidenziano i principali successi esplorativi:

• a gas e condensati con la scoperta di Lira (Eni operatore 35%), situata nel blocco 15/06, nell’offshore angolano;
• a gas di Jangkrik Nord Est nel blocco Muara Bakau (Eni operatore 55%) nell’offshore indonesiano;
• a gas con la scoperta giant di Mamba South 1 nell’Area 4 (Eni operatore 70%), bacino di Rovuma, dell’offshore settentrionale del Mozambico. Il pozzo esplorativo ha incontrato in due fasi successive un accumulo di gasche si stima possa contenere un potenziale fino a 637,5 miliardi di metri cubi di volumi in place. Sulla base ditali risultati, il bacino di Rovuma si configura come una nuova provincia a gas mondiale e la scoperta come lapiù importante mai realizzata da Eni come operatore.

L'attività esplorativa ha avuto esito positivo in:

• Norvegia, con l’importante scoperta a olio e gas di Skrugard nella licenza PL 532 (Eni 30%) con riserve recuperabili stimate in circa 250 milioni di barili al 100% e per la quale si prevede uno sviluppo in via accelerata;
• Stati Uniti, con il pozzo di appraisal ad olio e gas Hadrian North nel Blocco KC919 (Eni 25%) nel Golfo del Messico;
• Ghana, con il pozzo di appraisal Sankofa-2 e la scoperta di Gye Nyame entrambi mineralizzati a gas e condensati, nella licenza offshore di Cape Three Points (Eni operatore con il 47,22%);
• Venezuela, con i pozzi di appraisal Perla 4 e 5 nel blocco Cardon IV (Eni 50%) ha consentito di incrementare il potenziale del giacimento ad oltre 450 miliardi di metri cubi di gas in place al 100%. Il target produttivo pari a circa 10 milioni di metri cubi/giorno è previsto nel 2013;
• Regno Unito, con l’appraisal della scoperta a gas e condensati di Culzean (Eni 16,95%);
• Angola, con il pozzo di scoperta Mukuvo-1 e di appraisal Cinguvu-2 entrambi mineralizzati a petrolio nel Blocco 15/06 (Eni 35%, operatore), nell’ambito del progetto West Hub, sanzionato nel 2010. Lo start-up produttivo è atteso nel 2013, con una produzione di picco pari a 22 mila barili/giorno;
• Egitto, con attività near field: (i) nella concessione Belayim (Eni 100%) con i due pozzi di scoperta a olio di BB-10 e BLNE-1, allacciati alle facility produttive presenti nell’area; (ii) nella development lease Abu Madi West (Eni 75%) con le due scoperte a gas di Nidoco West e Nidoco East. è in corso il collegamento alle facility produttive; (iii) nella development lease Meleiha (Eni 56%) con i pozzi di scoperta mineralizzati a olio di Aman SW e Dorra-1X, entrambi avviati in produzione;
• Pakistan,con il pozzo esplorativo Kadanwari-27, nell’omonimo permesso (Eni 18,42%).

Nel primo trimestre i principali successi esplorativi sono stati ottenuti:

• con il pozzo di appraisal Sankofa-2 nella licenza offshore di Cape Three Points (Eni operatore con il 47,22%), in Ghana;
• con la scoperta a olio e gas naturale di Skrugard nella licenza PL532 (Eni 30%), nel mare di Barents norvegese;
• con il pozzo di appraisal Perla 4 dell'omonima scoperta nel blocco offshore Cardon IV (Eni 50% operatore), in Venezuela;
• con l'appraisal della scoperta a gas e condensati di Culzean (Eni 16,95%), nel Regno Unito.

La produzione di idrocarburi reported del 2010 è stata di 1.815 mila boe/giorno. Su base omogenea la produzione è aumentata dell’1,1% rispetto al 2009.

Nel prossimo quadriennio Eni prevede un tasso di crescita medio annuo di oltre il 3% con l’obiettivo di superare i 2,05 milioni di barili/giorno nel 2014, con un prezzo del Brent di 70 dollari/barile, facendo leva sulla crescita organica.

Le riserve certe di idrocarburi al 31 dicembre 2010 determinate sulla base del prezzo di 79 dollari/barile per il marker Brent ammontano a 6,84 miliardi di boe (+2,5% rispetto al 2009 su base omogenea).

Approvvigionamento, trasporto, distribuzione e vendita di gas naturale; produzione e vendita di energia elettrica.
Nel 2010 le vendite di gas naturale di 97,06 miliardi di metri cubi hanno registrato una flessione del 6,4% rispetto al 2009 per effetto essenzialmente della rilevante contrazione dei volumi commercializzati in Italia legata all’auto-approvvigionamento di gas da parte dei clienti termoelettrici e all’intensa pressione competitiva sulla clientela industriale e sui grossisti alimentata dall’eccesso di offerta e dalla contenuta dinamica della domanda. Questi effetti negativi sono stati compensati dalla crescita organica in alcuni mercati europei.

I volumi di gas trasportati sulla rete in Italia di 83,32 miliardi di metri cubi sono aumentati dell’8,3% rispetto al 2009.

Le vendite di energia elettrica di 39,54 terawattora sono aumentate di 5,58 terawattora rispetto al 2009, pari al 16,4%.

Nel 2010 le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio sono state di 34,80 milioni di tonnellate in aumento dello 0,7% rispetto al 2009.

Nel 2010 le vendite di prodotti petroliferi (46,80 milioni di tonnellate) sono aumentate di 1,21 milioni di tonnellate rispetto al 2009, pari al 2,7%, per effetto principalmente dei maggiori volumi venduti a società petrolifere e trader in Italia e all’estero.

Il portafoglio ordini di 20.505 milioni di euro al 31 dicembre 2010 (18.730 milioni di euro al 31 dicembre 2009) riguarda principalmente progetti in Medio Oriente (27%), Africa Settentrionale (18%) e Americhe (16%).

Le vendite di prodotti petrolchimici di 4.731 mila tonnellate sono aumentate di 466 mila tonnellate rispetto al 2009 (+10,9%) per effetto di una certa ripresa sui mercati di sbocco rispetto ai livelli particolarmente depressi dello scorso anno.