Eni annuncia i Risultati del Secondo Trimestre e del Primo Semestre 2008

San Donato Milanese, 31 luglio 2008 – Ieri sera il Consiglio di Amministrazione ha esaminato i risultati consolidati del secondo trimestre 2008 (non sottoposti a revisione contabile) ed ha approvato la relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2008 che sarà pubblicata entro il mese di agosto unitamente alla relazione della Società di revisione. Le principali risultanze della relazione finanziaria semestrale sono contenute nel presente comunicato.

Paolo Scaroni, Amministratore Delegato, ha commentato:
“In questo primo semestre Eni raggiunge risultati record grazie al tasso di crescita della produzione più elevato del settore e all’aumento dei prezzi del petrolio. Continuiamo a creare valore e a crescere con accordi strategici nell’Exploration & Production e con l’acquisizione di Distrigaz nel Gas & Power. In considerazione dell’eccellente risultato previsto per l’intero anno, proporrò al CdA dell’11 settembre un acconto sul dividendo di €0,65 per azione.‘

(a) Per la definizione e la riconduzione degli utili nella configurazione adjusted, che escludono l’utile/perdita di magazzino e gli special item, v. il paragrafo “Riconduzione dell’utile operativo e dell’utile netto a quelli adjusted ‘ a pag 26.
(b) Utile di competenza Eni.
(c) Interamente diluito. L’ammontare in dollari è convertito sulla base del cambio medio di periodo rilevato dalla BCE.
(d) Un ADR rappresenta due azioni.

Highlight finanziari

Secondo trimestre 2008
– L’utile operativo adjusted di €5,61 miliardi è aumentato del 33,6% rispetto al secondo trimestre 2007 per effetto dell’incremento della performance operativa del settore Exploration & Production dovuto all’aumento dei prezzi di realizzo in dollari e alla crescita della produzione, parzialmente compensati dall’impatto dell’apprezzamento del 15,9% dell’euro rispetto al dollaro e dai maggiori costi/ammortamenti. I settori Petrolchimica e Refining & Marketing hanno registrato un minor utile operativo.
– L’utile netto adjusted di €2,32 miliardi è aumentato del 4,4% per effetto essenzialmente del miglioramento della performance operativa parzialmente assorbito dal maggiore tax rate adjusted (da 48,3% a 57,5%).
– Gli investimenti tecnici di €3,64 miliardi sono aumentati del 62,3% rispetto al secondo trimestre 2007 ed hanno riguardato principalmente lo sviluppo delle riserve di idrocarburi, l’attività esplorativa, l’upgrading delle infrastrutture di trasporto del gas e della flotta dei mezzi navali di costruzione e perforazione di Saipem.
– Il flusso di cassa netto da attività di esercizio di €5,19 miliardi, unitamente agli incassi da dismissione di €145 milioni, ha consentito di coprire in buona parte i fabbisogni finanziari connessi agli investimenti tecnici di €3,64 miliardi, al pagamento del saldo dividendo 2007 (€2,55 miliardi) e all’acquisto di azioni proprie di €195 milioni (8 milioni di azioni). L’indebitamento finanziario netto al 30 giugno 2008 ammonta a €16,56 miliardi con un aumento di €974 milioni rispetto al 31 marzo 2008.

Primo semestre 2008
– L’utile operativo adjusted di €11,51 miliardi è aumentato del 21,9% rispetto al primo semestre 2007 per effetto dell’incremento della performance operativa del settore Exploration & Production, parzialmente compensato dalla riduzione dell’utile operativo dei settori Petrolchimica e Refining & Marketing.
– L’utile netto adjusted di €5,37 miliardi è aumentato del 9,6% per effetto del miglioramento della performance operativa parzialmente assorbito dal maggiore tax rate adjusted (da 47,4% a 52,4%).
– Il flusso di cassa netto da attività di esercizio di €9,95 miliardi, unitamente agli incassi da dismissione di €473 milioni, ha consentito di coprire pressoché interamente i fabbisogni finanziari connessi agli investimenti tecnici di €6,76 miliardi, al pagamento del saldo dividendo 2007 (€2,55 miliardi), al completamento dell’acquisizione di Burren Energy (€1,7 miliardi) e all’acquisto di azioni proprie di €388 milioni (16,6 milioni di azioni). Al 30 giugno 2008 l’indebitamento finanziario netto di €16,56 miliardi aumenta di €238 milioni rispetto a fine 2007. La variazione dell’indebitamento è stata influenzata dall’apprezzamento dell’euro sul dollaro.
– Il ROACE ⁽¹⁾ calcolato su base adjusted per i dodici mesi chiusi al 30 giugno 2008 è del 19,8% (21,4% per i dodici mesi chiusi al 30 giugno 2007).
– Il leverage ⁽¹⁾ – rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto compresi gli interessi di terzi azionisti – è rimasto invariato a 0,38, livello del 31 dicembre 2007.

Interim dividend 2008
Sulla base dell’esame dei risultati del primo semestre e delle previsioni per l’intero 2008, l’Amministratore Delegato intende proporre al Consiglio di Amministrazione dell’11 settembre 2008 la distribuzione agli azionisti di un acconto dividendo di €0,65 per azione (€0,60 nel 2007, +8,3%) da mettere in pagamento a partire dal 25 settembre con stacco cedola il 22 settembre 2008.

(1) Per la definizione di questi indicatori alternativi di performance v. pag. 38 e pag. 36, rispettivamente. .

Highlight operativi e di scenario

 Secondo trimestre 2008
– Produzione di idrocarburi: 1,772 milioni di boe/giorno, in aumento del 2,1% rispetto al secondo trimestre 2007 per effetto essenzialmente del contributo degli asset acquisiti nel 2007 e nel 2008 nel Golfo del Messico, Congo e Turkmenistan (+88 mila boe/giorno), nonché dell’avvio di giacimenti in Egitto, Angola, Pakistan e Venezuela. Questi fattori positivi sono stati parzialmente compensati dall’impatto di fermate di impianti nel Regno Unito e in Australia e dal declino di giacimenti maturi in Italia. Gli elevati prezzi del petrolio hanno determinato minori attribuzioni di produzione di circa 100 mila boe/giorno nei Production Sharing Agreement (PSA) e in schemi contrattuali similari. Escludendo tale effetto la produzione aumenta dell’8,1%.
– Vendite di gas mondo: 22,16 miliardi di metri cubi, in aumento del 7,7% per effetto dell’incremento delle vendite internazionali (+18,7%) dovuto in particolare alla crescita organica registrata sui mercati europei.
– Prezzi medi di realizzo del petrolio e del gas in aumento mediamente del 58% trainati dall’incremento del prezzo di riferimento del Brent (+76,5% rispetto al secondo trimestre 2007).
– Componente scenario positiva sui margini di vendita del gas naturale per l’andamento favorevole del cambio.
– L’attività di raffinazione ha risentito dell’impatto di maggiori fermate per manutenzione, dell’apprezzamento dell’euro sul dollaro, nonché dei maggiori costi delle utility di raffineria a fronte del miglioramento dello scenario in dollari; in flessione i margini commerciali sul mercato extrarete.

Primo semestre 2008
– Produzione di idrocarburi: 1,784 milioni di boe/giorno, in aumento del 2,8% rispetto al primo semestre 2007 per effetto essenzialmente del contributo degli asset acquisiti nel 2007 e nel 2008 nel Golfo del Messico, Congo e Turkmenistan (+103 mila boe/giorno) e dell’avvio di giacimenti in Egitto, Angola, Pakistan e Venezuela. Questi fattori positivi sono stati parzialmente compensati dall’impatto di fermate di impianti e inconvenienti tecnici nel Mare del Nord, in Nigeria e Australia, nonché dal declino produttivo di giacimenti maturi. Gli elevati prezzi del petrolio hanno determinato minori attribuzioni di produzione di circa 90 mila boe/giorno nei PSA e in schemi contrattuali similari. Escludendo tale effetto la produzione aumenta dell’8,1%.
– Vendite di gas mondo: 53,07 miliardi di metri cubi, in aumento dell’8,6% per effetto oltre che delle condizioni climatiche più rigide registrate nel primo trimestre, dell’incremento delle vendite internazionali (+20,1%) dovuto in particolare alla crescita organica registrata sui mercati europei.
– Prezzi medi di realizzo del petrolio e del gas in aumento mediamente del 52,4% trainati dall’incremento del prezzo di riferimento del Brent (+72,5% rispetto al primo semestre 2007).
– Componente scenario sui margini di vendita del gas naturale in flessione per l’andamento sfavorevole dei parametri energetici di riferimento.

Acquisizione di Distrigaz SA

Il 29 maggio 2008, a conclusione di un processo d’asta al quale hanno partecipato tutti i principali operatori europei del settore, Eni ha firmato con la società francese Suez-Tractebel un contratto preliminare per l’acquisizione della quota di maggioranza del 57,243% nella società Distrigaz SA, quotata sul circuito Euronext Brussels, al prezzo di €2,74 miliardi, al quale corrisponde una valorizzazione della società di circa €4,8 miliardi. Distrigaz, principale operatore del mercato belga del gas naturale, ha venduto nel 2007 circa 17 miliardi di metri cubi prevalentemente a clienti industriali, grossisti e termoelettrici in Belgio e in altri mercati europei e possiede un portafoglio di contratti di approvvigionamento di lungo termine da Norvegia, Paesi Bassi e Qatar che copre circa il 90% delle vendite. L’acquisizione permetterà a Eni di consolidare la propria leadership nel mercato europeo del gas, conquistando una posizione chiave nel mercato del Belgio che, per grado di liquidità e centralità in termini di flussi fisici del gas, risulta essere strategico per lo sviluppo delle attività di commercializzazione e di trading in Europa. Il closing dell’acquisizione è atteso entro il 2008 ed è soggetto all’autorizzazione della Commissione Europea e ad altre condizioni, fra le quali in particolare quella della rinuncia all’esercizio della prelazione sulla quota oggetto di cessione da parte della holding delle municipalità belghe, Publigaz SCRL che detiene una quota del 31,254% nel capitale di Distrigaz. Successivamente al closing, Eni dovrà lanciare un’offerta pubblica di acquisto obbligatoria sulle rimanenti azioni Distrigaz. Eni e Publigaz hanno sottoscritto il 30 luglio 2008 il patto parasociale relativo alla corporate governance di Distrigaz che prevede altresì il diritto di Publigaz di vendere a Eni la propria partecipazione in Distrigaz secondo le modalità previste dal patto parasociale (put option ). Publigaz ha contestualmente rinunciato al proprio diritto di prelazione sulla quota del 57,243% in Distrigaz SA.
Eni ha inoltre firmato un accordo preliminare per la possibile cessione a Suez di alcuni asset che rientrano nell’ottica dell’ottimizzazione del portfolio di Eni. In particolare gli asset Eni oggetto di cessione comprendono: (i) la rete di distribuzione del gas del bacino di Roma per complessivi 5.300 chilometri; (ii) partecipazioni in titoli esplorativi e in produzione. La negoziazione include anche contratti di lungo termine per la somministrazione di energia elettrica, fino a un massimo di 1.100 MW per un periodo di 20 anni, nonché per la vendita di volumi di gas per consegna in Italia e all’estero per un periodo fino a 20 anni, ed un’opzione per la fornitura di 0,9 miliardi di metri cubi/anno di GNL in gas equivalente nel Golfo del Messico per un periodo di 20 anni.

Altre iniziative di portafoglio del semestre

– Definito un accordo di cooperazione con la Repubblica del Congo per l’estrazione di olio non convenzionale dai depositi di sabbie bituminose di Tchikatanga e Tchikatanga-Makola della superficie di circa 1.790 chilometri quadrati che in base a stime preliminari contengono rilevanti quantità di risorse. Eni intende valorizzare tali risorse attraverso la tecnologia proprietaria EST (Eni Slurry Technology ) in grado di convertire completamente il barile pesante in prodotti leggeri di elevata qualità. L’accordo comprende anche la realizzazione, entro il 2009, di una centrale elettrica da 450 MW (Eni 20%) alimentata con il gas associato del campo di M’Boundi e la collaborazione nella produzione di bio-diesel.
– Firmato un Memorandum of Understanding con la società inglese Tullow Oil Limited per l’acquisizione nel Mare del Nord della quota del 52% e dell’operatorship dei giacimenti della Hewett Unit e relative infrastrutture, in prossimità del gasdotto Interconnector. L’obiettivo è di trasformare alcuni giacimenti esauriti dell’area in campi di stoccaggio della capacità di 5 miliardi di metri cubi a supporto della modulazione stagionale della domanda di gas in Regno Unito. Si tratterà del più grande impianto di stoccaggio dell’area. Il closing dell’operazione è atteso entro fine 2008.
– Firmato un accordo strategico con la compagnia di Stato PDVSA per la definizione di un piano di sviluppo di un’area petrolifera nella Faja dell’Orinoco della superficie di circa 670 chilometri quadrati che in base a stime preliminari contiene grandi riserve di olio pesante valorizzabile attraverso la tecnologia proprietaria EST (Eni Slurry Technology ).
– Rinnovato il Memorandum of Understanding con la società petrolifera brasiliana Petrobras per lo sviluppo di progetti congiunti nella produzione e raffinazione di petrolio, produzione e commercializzazione di biocarburanti e lo studio delle possibili opzioni per la valorizzazione delle riserve di gas naturale scoperte da Eni nell’offshore del Brasile.
– Perfezionato nel giugno 2008 con effetti economici dal 1° gennaio 2008 l’accordo minerario strategico definito nell’ottobre 2007 tra Eni e la società petrolifera di Stato NOC che, tra l’altro, estende la durata dei titoli minerari Eni nel Paese fino al 2042 per le produzioni a olio e al 2047 per quelle a gas, e individua una serie di iniziative per la valorizzazione dell’ampia base di riserve, in particolare attraverso la realizzazione di importanti progetti gas.
– Definito un accordo con la società di stato Qatar Petroleum International per l’individuazione di opportunità congiunte di investimento nell’esplorazione e sviluppo degli idrocarburi.
– Nell’ambito dell’acquisizione della società inglese Burren Energy plc, è stata lanciata un’offerta pubblica d’acquisto obbligatoria sul 20% del capitale sociale della Hindustan Oil Exploration Limited (HOEC), società petrolifera indiana quotata sui principali mercati azionari del Paese, nella quale Burren Energy deteneva una quota di partecipazione del 27,17%. L’esito dell’OPA è stato positivo e Eni, una volta completato il processo di offerta, dovrebbe portare la sua partecipazione al 47,17%.
– Firmato un Memorandum of Understanding nel settore termoelettrico in Egitto per la fornitura della tecnologia del ciclo combinato.
– Firmato d’intesa con il partner Altergaz (partecipata da Eni con il 38%) un accordo per l’acquisizione di una partecipazione del 17% da parte di entrambi i partner nel capitale azionario di Gaz de Bordeaux Energie Services SAS, società che commercializza gas nell’area urbana di Bordeaux. L’accordo comprende la fornitura decennale a Gaz de Bordeaux Energie Services di circa 250 milioni di metri cubi di gas/anno che saranno commercializzati a clienti residenziali, commerciali e industriali.
– Firmato un contratto per la vendita di gas in Russia per la produzione di energia elettrica. L’accordo segna l’avvio delle attività Eni di commercializzazione del gas in Russia.
– Avviati i giacimenti Oooguruk in Alaska (Eni 30%), Mondo (Eni 20%) nell’offshore angolano e Corocoro (Eni 26%) in Venezuela. Completato l’upgrading della capacità di trattamento dell’impianto di Bhit in Pakistan con lo start-up del giacimento Badhra (Eni 40%, operatore).
– Sanzionato il progetto di sviluppo del giacimento di petrolio Nikaitchuq (Eni 100%) in Alaska. L’avvio della produzione è atteso a fine 2009.
– Approvata l’area di sviluppo del giacimento a olio di Kitan dalla Timor Sea Designated Authority (TSDA) a seguito della dichiarazione di scoperta commerciale da parte dell’operatore Eni (quota 40%). La scoperta è localizzata nel permesso 06-105 della Joint Petroleum Development Area (JPDA) a circa 170 chilometri dalle coste di Timor Est e 500 chilometri da quelle australiane.
– In esito alla partecipazione ad una gara internazionale, è stato ottenuto con il ruolo di operatore il blocco esplorativo West Timor in Indonesia dell’estensione di 4.075 chilometri quadrati localizzati offshore ed onshore.
– Negli Stati Uniti, in esito alla partecipazione a gare competitive, sono stati ottenuti 32 blocchi esplorativi nel Golfo del Messico in prossimità di facility in produzione operate da Eni, e 18 blocchi esplorativi in Alaska.
– Conseguiti successi esplorativi in:
(i) Regno Unito con un’ulteriore scoperta a gas e condensati presso quella recente di Jasmine (Eni 33%). Le due scoperte saranno sviluppate congiuntamente in sinergia con le facility esistenti nell’area. La scoperta a petrolio e gas Kinnoul (Eni 16,67%) sarà sviluppata in sinergia con le facility di produzione di Andrew (Eni 16,21%);
(ii) Norvegia con i pozzi di scoperta a gas Afrodite (Eni 45%, operatore) e Gamma (Eni 17%) e l’appraisal positivo di Marulk (Eni 20%, operatore);
(iii) Egitto con la significativa scoperta a gas Satis (Eni 50%) nell’offshore del Delta del Nilo nell’ambito delle iniziative per assicurare le forniture per l’espansione dell’impianto GNL di Damietta;
(iv) Golfo del Messico con le scoperte a olio Kodiak (Eni 25%), nelle vicinanze della piattaforma operata di Devil’s Tower, Appaloosa/Aransas (100% operate) e Stones-3 (Eni 15%);
(v) Angola con la scoperta a olio Sangos -1 nel Blocco 15/06 (Eni 35%, operatore). La scoperta è stata dichiarata di interesse commerciale;
(vi) Italia con la significativa scoperta a gas Cassiopea (Eni 60%, operatore) nell’offshore siciliano.

Evoluzione prevedibile della gestione

Le previsioni sull’andamento nel 2008 sono confermate positive, in particolare:
– produzione di idrocarburi: prevista in crescita di circa il 2% rispetto al 2007 (1,736 milioni di boe/giorno nel 2007) assumendo lo scenario aziendale di prezzo del Brent di 112 $/barile per l’intero 2008. Il contributo degli asset acquisiti nel 2007 e nel 2008 in Golfo del Messico, Congo e Turkmenistan, nonché gli avvii di giacimenti in Angola, Egitto, Venezuela, Congo, Pakistan e Stati Uniti, sosterranno la crescita a fronte del declino delle produzioni mature e dell’impatto dei minori entitlement nei contratti di production sharing (PSA). La crescita della produzione è confermata solida nel medio termine in presenza di prezzi elevati; in particolare assumendo un prezzo del Brent a 120 $/barile fino al 2011, Eni stima un tasso di crescita medio annuo della produzione del 3%. Inoltre Eni rivede al rialzo le assunzioni di lungo termine di prezzo del petrolio a 65 $/barile (in termini reali 2012);
– volumi venduti di gas nel mondo: in aumento di circa il 3% rispetto al 2007 (98,96 miliardi di metri cubi nel 2007). L’incremento, che non considera l’acquisizione di Distrigaz, sarà sostenuto dalla crescita attesa nelle vendite internazionali, in particolare nei mercati target del resto d’Europa e nel business GNL, dal favorevole effetto climatico registrato nel primo trimestre, nonché dal pieno contributo delle operazioni gas nel Golfo del Messico;
– lavorazioni in conto proprio: sostanzialmente invariate rispetto al 2007 (37,15 milioni di tonnellate nel 2007) per effetto delle maggiori lavorazioni della Ceska Rafinerska a seguito dell’incremento della quota di partecipazione avvenuta nel 2007, in parte assorbite dalla flessione attesa in Italia, in particolare sulla raffineria di Livorno, per effetto dello scenario negativo e sulla raffineria di Venezia per la fermata generale di manutenzione degli impianti; in aumento le lavorazioni su Sannazzaro;
– vendite di prodotti petroliferi rete: in crescita di circa il 2% rispetto al 2007 (11,8 milioni di tonnellate nel 2007 escluse vendite in Penisola Iberica) per effetto del pieno contributo delle acquisizioni effettuate nel 2007 in Europa Centro Orientale e dell’aumento della quota di mercato in Italia.

Nel 2008 sono attesi investimenti tecnici di circa €14 miliardi, in crescita del 32% rispetto al 2007 (€10,59 miliardi nel 2007). I principali aumenti sono attesi nello sviluppo delle riserve di idrocarburi, nell’upgrading della flotta di mezzi navali di costruzione e perforazione, nonché nel potenziamento delle infrastrutture di trasporto del gas naturale.
Sulla base dello scenario aziendale di prezzo del Brent per il 2008 di 112 $/barile, e tenuto conto degli esborsi programmati per gli investimenti, compreso il perfezionamento dell’acquisizione di Distrigaz, e la remunerazione del capitale proprio, nonché dei disinvestimenti, Eni, senza considerare altre operazioni straordinarie, prevede a fine 2008 un leverage in leggera diminuzione rispetto a fine 2007 (0,38).

Le informazioni economiche, patrimoniali e finanziarie su base consolidata pubblicate nel presente comunicato stampa sono state redatte conformemente ai criteri di valutazione e di misurazione stabiliti dagli International Financial Reporting Standard (IFRS), emanati dall’International Accounting Standards Board (IASB) e adottati dalla Commissione Europea secondo la procedura di cui all’art. 6 del Regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002. Le informazioni economiche sono fornite con riferimento al secondo trimestre e primo semestre 2008 e al secondo trimestre e primo semestre 2007. Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 30 giugno 2008, al 31 marzo 2008 e al 31 dicembre 2007. La forma dei prospetti contabili corrisponde a quella dei prospetti presentati nella relazione intermedia sulla gestione della relazione finanziaria semestrale consolidata e e della relazione sulla gestione della relazione finanziaria annuale. Apposite note esplicative illustrano contenuto e significato delle misure di risultato non-GAAP e degli altri indicatori alternativi di performance in linea con la raccomandazione del CESR/05-178b.

Il dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari, Marco Mangiagalli, dichiara ai sensi del comma 2 art. 154 bis del TUF che l’informativa contabile contenuta nel presente comunicato corrisponde alle risultanze documentali, ai libri e alle scritture contabili.

Disclaimer
Questo comunicato stampa contiene dichiarazioni previsionali (“forward-looking statements‘), in particolare nella sezione “Evoluzione prevedibile della gestione‘, relative a: piani di investimento, dividendi e acquisto 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.

In relazione alla stagionalità nella domanda di gas naturale e di alcuni prodotti petroliferi e all’andamento delle variabili esogene che influenzano la gestione operativa di Eni, quali i prezzi e i margini degli idrocarburi e dei prodotti derivati, l’utile operativo e la variazione dell’indebitamento finanziario netto del primo semestre non possono essere estrapolati su base annuale.

* * *

Contatti societari
Casella e-mail: segreteriasocietaria.azionisti@eni.it

Investor Relations
Casella e-mail: investor.relations@eni.it
Tel.: +39 0252051651 - Fax: +39 0252031929

Ufficio Stampa Eni
Casella e-mail: ufficiostampa@eni.it
Tel.: +39 0252031287 - +39 0659822040

* * *

Eni
Società per Azioni Roma, Piazzale Enrico Mattei, 1
Capitale sociale: euro 4.005.358.876 i. v.
Registro Imprese di Roma, c. f. 00484960588
Tel.: +39-0659821 - Fax: +39-0659822141

* * *

Il presente comunicato relativo ai risultati consolidati al 30 giugno 2008 (non sottoposti a revisione contabile) è disponibile sul sito Internet Eni all’indirizzo www.eni.it.