San Donato Milanese, 13 febbraio 2009 – Il Consiglio di Amministrazione Eni ieri sera ha preso atto dei risultati preconsuntivi consolidati del quarto trimestre e dell’anno 2008 (non sottoposti a revisione contabile).

Paolo Scaroni, Amministratore Delegato, ha commentato:

“Il 2008 è stato un anno eccellente per Eni in termini economici e operativi. In E&P siamo cresciuti più dei nostri peers. In G&P, attraverso l’acquisizione di Distrigaz, abbiamo consolidato la nostra leadership nel mercato del gas in Europa. Guardando al futuro, Eni farà fronte alla recessione internazionale continuando a crescere e garantendo agli azionisti ritorni al top del settore‘.

(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 29.
(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.

(1) Compresa la quota Eni delle riserve di entità valutate con il metodo del patrimonio netto. Per quanto riguarda le società russe del gas ex-Yukos acquisite al 60% nel 2007 e valutate all’equity, le riserve certe sono rappresentate al 30% assumendo l’avvenuto esercizio dell’opzione di acquisto attribuito a Gazprom sul 51% di tali società.

Highlight finanziari

Quarto trimestre 2008

• L’utile operativo adjusted di €4,08 miliardi è diminuito del 22,9% rispetto al quarto trimestre 2007 per effetto dell’indebolimento della performance operativa dei settori Exploration & Production e Gas & Power dovuto alla riduzione del prezzo del petrolio e della domanda di gas. In ripresa il settore Refining & Marketing.
• L’utile netto adjusted di €1,94 miliardi è diminuito del 27,4% per effetto essenzialmente del peggioramento della performance operativa.
• Gli investimenti tecnici di €4,69 miliardi sono aumentati del 28,3% rispetto al quarto trimestre 2007 ed hanno riguardato principalmente lo sviluppo delle riserve di idrocarburi e le attività di ricerca esplorativa, l’upgrading delle infrastrutture di trasporto del gas e della flotta dei mezzi navali di costruzione e perforazione di Saipem.
• I principali fabbisogni finanziari del trimestre hanno riguardato gli investimenti tecnici di €4,69 miliardi, l’acquisto della quota di maggioranza del 57,243% di Distrigaz SA per €2,75 miliardi (€1,27 miliardi al netto della liquidità acquisita) e altri asset per €0,95 miliardi, nonché l’acquisto di azioni proprie di €21 milioni (1,17 milioni di azioni). Questi esborsi sono stati parzialmente assorbiti dal flusso di cassa netto da attività di esercizio di €6,11 miliardi, che comprende gli anticipi incassati dal partner Suez di €1,55 miliardi a fronte di forniture di lungo termine di gas ed energia elettrica. L’indebitamento finanziario netto⁽²⁾ al 31 dicembre 2008 ammonta a €18,38 miliardi con un aumento di €0,55 miliardi rispetto al 30 settembre 2008.

Esercizio 2008

• L’utile operativo adjusted di €21,79 miliardi è aumentato del 14,8% rispetto al 2007 per effetto dell’incremento della performance operativa dei settori Exploration & Production, Refining & Marketing e Ingegneria & Costruzioni, parzialmente compensato dalla riduzione dell’utile operativo nei settori Gas & Power e Petrolchimica.
• L’utile netto adjusted di €10,20 miliardi è aumentato del 7,7% per effetto del miglioramento della performance operativa parzialmente assorbito dal maggiore tax rate adjusted (da 48,7% a 51,4%).
• Il flusso di cassa netto da attività di esercizio a livello record di €21,80 miliardi e gli incassi da dismissione di €1,16 miliardi hanno consentito di coprire in buona parte i fabbisogni finanziari connessi agli investimenti tecnici di €14,56 miliardi, al pagamento dei dividendi Eni (€4,91 miliardi, di cui €2,36 miliardi per l’acconto dividendo 2008), alle acquisizioni di €5,85 miliardi riferite a partecipazioni consolidate, rami d’azienda e altri asset (€4,31 miliardi al netto della liquidità acquisita), nonché all’acquisto di azioni proprie di €778 milioni (35,9 milioni di azioni).
  Al 31 dicembre 2008 l’indebitamento finanziario netto di €18,38 miliardi aumenta di €2,05 miliardi rispetto a fine 2007.
• Il ROACE ⁽³⁾ calcolato su base adjusted per i dodici mesi chiusi al 31 dicembre 2008 è del 17,6% (19,3% per i dodici mesi chiusi al 31 dicembre 2007).
• Il leverage ⁽³⁾ - rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto compresi gli interessi di terzi azionisti - è pari a 0,38, invariato rispetto al 31 dicembre 2007.

Dividendo 2008

Il Consiglio di Amministrazione intende proporre all’Assemblea degli azionisti la distribuzione di un dividendo di €1,30 per azione⁽⁴⁾ (€1,30 nel 2007), di cui €0,65 distribuiti nel settembre 2008 a titolo di acconto.
Il dividendo a saldo di €0,65 per azione sarà messo in pagamento a partire dal 21 maggio 2009 con stacco cedola il 18 maggio 2009.

(2) Informazioni sulla composizione dell’indebitamento finanziario netto sono fornite a pag. 40.
(3) In questo comunicato stampa apposite note esplicative illustrano contenuto e significato degli indicatori alternativi di performance in linea con la raccomandazione del CESR\05-178b. Per la definizione di questi indicatori alternativi di performance v. pag. 42 e pag. 40, rispettivamente.
(4) Al dividendo non compete alcun credito d’imposta e, a seconda dei percettori, è soggetto a ritenuta alla fonte a titolo di imposta o concorre in misura parziale alla formazione del reddito imponibile.

Highlight operativi e di scenario

Quarto trimestre 2008

• Produzione di idrocarburi: 1,854 milioni di boe/giorno, in aumento del 2,1% rispetto al quarto trimestre 2007 per effetto essenzialmente del contributo degli asset Burren acquisiti nel 2008 in Congo e Turkmenistan (+32 mila boe/giorno), della crescita organica in Angola, Congo, Egitto, Pakistan e Venezuela. Questi fattori positivi sono stati parzialmente compensati dall’impatto degli uragani sulle produzioni nel Golfo del Messico (-28 mila boe/giorno), dal declino di giacimenti maturi, dai tagli produttivi decisi dall'OPEC (-9 mila boe/giorno) nonché dall’impatto delle fermate di impianti e inconvenienti tecnici in particolare nel Mare del Nord. Escludendo l’effetto prezzo positivo nei PSA, la produzione è in leggera flessione rispetto allo stesso periodo dell’esercizio precedente (-0,6%).
• Vendite di gas mondo: 30,99 miliardi di metri cubi, in aumento del 4,2% per effetto del contributo dell’acquisizione di Distrigaz, parzialmente compensato dall’impatto della contrazione della domanda europea di gas, in particolare sul mercato italiano con vendite in calo del 17,7%.
• Il prezzo medio di realizzo del petrolio è diminuito del 42,9% per effetto della flessione delle quotazioni del marker di mercato Brent (-38,1% sul quarto trimestre 2007). In controtendenza i prezzi di realizzo del gas naturale per effetto del time-lag di indicizzazione ai parametri energetici.
• I risultati del trimestre sono stati favoriti dal deprezzamento dell’euro rispetto al dollaro (-9,1%) ad eccezione del settore Gas & Power.
• I margini di raffinazione Eni sono aumentati per effetto dell’andamento favorevole del rapporto tra prezzi della carica e dei principali prodotti (il margine Brent di scenario di 7,72 dollari/barile è aumentato dell’89,7% sul quarto trimestre 2007). In aumento i margini di commercializzazione dei prodotti.

Esercizio 2008

• Produzione di idrocarburi: livello record di 1,797 milioni di boe/giorno, in aumento del 3,5% rispetto al 2007 per effetto del contributo degli asset acquisiti nel Golfo del Messico, Congo e Turkmenistan (+62 mila boe/giorno) e della crescita organica registrata in Angola, Congo, Egitto, Pakistan e Venezuela. Questi fattori positivi sono stati parzialmente compensati dal declino produttivo di giacimenti maturi, dall’impatto complessivo di fermate e inconvenienti tecnici nel Mare del Nord, nonché dall’interruzione delle produzioni nel Golfo del Messico a causa degli uragani (-11 mila boe/giorno).
  Gli elevati prezzi del petrolio hanno determinato minori attribuzioni di produzione di circa 37 mila boe/giorno nei PSA e in schemi contrattuali similari. Escludendo tale effetto la produzione aumenta del 5,6%.
• Vendite di gas mondo: 104,23 miliardi di metri cubi, in aumento del 5,3% per effetto dell’incremento delle vendite internazionali (+19,9%) dovuto al contributo dell’acquisizione di Distrigaz e alla crescita organica registrata sui mercati europei, nonché alle favorevoli condizioni climatiche del primo trimestre. Questi effetti sono stati parzialmente compensati dalla performance negativa del mercato Italia (-5,8%).
• Nel 2008 i prezzi di realizzo in dollari degli idrocarburi sono aumentati in media del 28,1% per effetto dell’andamento eccezionalmente positivo dello scenario fino a tutto settembre.
• I risultati dell’anno sono stati penalizzati dall’apprezzamento dell’euro rispetto al dollaro (+7,3%).
• I margini di raffinazione realizzati sono aumentati rispetto al 2007 per effetto del positivo andamento dello scenario (il margine Brent di scenario di 6,49 dollari/barile è aumentato del 43,6% sul 2007).

Iniziative di portafoglio del 2008

• Nel novembre 2008 è stato perfezionato l’accordo con la società inglese Tullow Oil Limited per l’acquisizione della quota del 52% e dell’operatorship dei giacimenti della Hewett Unit nel Mare del Nord e relative infrastrutture, con l’obiettivo di trasformare alcuni giacimenti esauriti dell’area in campi di stoccaggio.
• Nel novembre 2008 è stata perfezionata l’acquisizione della totalità delle azioni ordinarie della società canadese First Calgary Petroleum Ltd, attiva nell’esplorazione e sviluppo di idrocarburi in Algeria. L’acquisizione attribuisce alla società un valore di circa CAN$923 milioni. L’avvio della produzione è previsto nel 2011 con il raggiungimento di un plateau produttivo di circa 30.000 boe/giorno (quota Eni) entro il 2012.
• Il 30 ottobre 2008 con l’autorizzazione della Commissione Europea è stata perfezionata l’acquisizione dalla società francese Suez-Tractebel della quota di maggioranza del 57,243% nella società Distrigaz SA al prezzo di €2,75 miliardi che valorizza il 100% a €4,8 miliardi. È in corso l’OPA obbligatoria sulle azioni di minoranza di Distrigaz in base al via libera ottenuto dalle Autorità di borsa belghe il 30 dicembre 2008. Il termine dell’OPA è fissato al 19 marzo 2009.
• Il 30 ottobre 2008 sono stati stipulati con Suez gli accordi relativi alla cessione da parte Eni di un pacchetto di asset e di forniture di lungo termine di gas ed energia elettrica. A tutto dicembre sono stati perfezionati i seguenti accordi: (i) l’accordo di Virtual Power Plant che conferisce a Suez il diritto di ritirare energia elettrica corrispondente alla capacità massima di 1.100 MW da Eni, per un periodo di 20 anni, al prezzo di €1,21 miliardi; (ii) il contratto di fornitura di gas naturale fino a 4 miliardi di metri cubi/anno per 20 anni con consegna in Italia e l’opzione per la fornitura fino a 2,5 miliardi di metri cubi/anno per 11 anni con consegna in Germania per un incasso complessivo di €255 milioni, (iii) il contratto di fornitura di 0,9 miliardi di metri cubi/anno di GNL per 20 anni per un ammontare pari a €87 milioni.
• Nell’ottobre 2008 è stato perfezionato il contratto di vendita dell’intero capitale sociale della controllata Eni Agip España a Galp Energia SGPS SA in forza dell’esercizio nell’ottobre 2007 dell’opzione di acquisto prevista dai patti parasociali. L’asset ceduto comprende 371 stazioni di servizio ed attività di commercializzazione di prodotti petroliferi sul mercato extrarete nella Penisola Iberica.
• Nel settembre 2008 è stata perfezionata d’intesa con il partner Altergaz (partecipata da Eni con il 38%) l’acquisizione di una partecipazione del 17% da parte di entrambi i partner nel capitale azionario di Gaz de Bordeaux Energie Services SAS, e la fornitura decennale alla stessa compagnia di circa 250 milioni di metri cubi di gas/anno.
• Nel settembre 2008 è stato firmato un accordo con la compagnia di Stato venezuelana PDVSA per l’esplorazione e lo sviluppo di due aree offshore con risorse gas che saranno eventualmente valorizzate attraverso un progetto GNL.
• Nell’agosto 2008 in Angola è stato firmato un Memorandum of Understanding con la società di Stato Sonangol per la definizione di una partnership con l’obiettivo di sviluppare riserve petrolifere onshore e realizzare infrastrutture di valorizzazione del gas associato.
• Nell’agosto 2008 è stato acquisito il controllo della società indiana Hindustan Oil Exploration Limited (HOEC), a seguito dell’esecuzione dell’OPA obbligatoria sul 20% del capitale sociale di HOEC. L’obbligo di OPA è scattato per effetto dell’acquisto da parte Eni del 27,17% di HOEC nell’ambito dell’operazione Burren.
• Nel giugno 2008 è stato perfezionato 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 in Libia fino al 2042 per le produzioni a olio e al 2047 per quelle a gas e pone le basi per la realizzazione di importanti progetti di valorizzazione delle riserve gas del Paese.
• Nel maggio 2008 è stato definito un accordo di cooperazione con la Repubblica del Congo per la valorizzazione delle riserve di olio non convenzionale contenute nei depositi di sabbie bituminose di Tchikatanga e Tchikatanga-Makola.
• Nel marzo 2008, 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.
• Nel febbraio 2008 è stato firmato un accordo con la compagnia di Stato venezuelana PDVSA per la definizione di un piano di sviluppo di un’area petrolifera nella a dell’Orinoco della superficie di circa 670 chilometri quadrati con riserve di olio pesante.
• Nel gennaio 2008 è stata conclusa l’acquisizione dell’intero capitale sociale della compagnia britannica indipendente Burren Energy plc, per un valore complessivo di €2,4 miliardi, incluso l’esborso di €0,6 miliardi del 2007. Gli asset acquisiti comprendono giacimenti in produzione nel Turkmenistan e in Congo, nonché licenze esplorative in Egitto, Yemen e India.
• 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).

Kashagan - Final Agreement

Il 31 ottobre 2008 i partner internazionali del consorzio North Caspian Sea Production Sharing Agreement (NCSPSA) e le Autorità Kazakhe hanno firmato l’accordo definitivo che implementa il nuovo framework contrattuale e di governance del progetto di sfruttamento del giacimento Kashagan sulla base del Memorandum of Understanding del 14 gennaio 2008.
I punti chiave definiti dall’accordo riguardano: (i) la diluizione proporzionale della quota di partecipazione all’iniziativa dei partner internazionali con il trasferimento di quote a beneficio del partner Kazakho del consorzio KazMunaiGas che porta la propria quota al 16,81% al pari di quella dei maggiori partner, con un esborso di $1,78 miliardi. Gli effetti economici delle nuove quote di partecipazione sono calcolati con riferimento alla data del 1° gennaio 2008; (ii) un trasferimento di valore dal consorzio alla Repubblica Kazakha da attuarsi attraverso la modifica di alcuni termini del PSA. Tale ammontare dipenderà dal livello futuro dei prezzi del petrolio. Eni contribuirà a tale trasferimento di valore in proporzione alla quota di partecipazione all’iniziativa del 16,81%; (iii) l’istituzione di un nuovo modello operativo per la conduzione delle operazioni del progetto, che riconosce un maggiore ruolo al partner Kazakho nella gestione operativa e ripartisce tra i principali partner internazionali la responsabilità di esecuzione delle successive fasi di sviluppo del progetto. Eni rimane responsabile per l'esecuzione della fase 1 (cosiddetta “Experimental Program‘) e della parte onshore della successiva fase di sviluppo (fase 2) del giacimento.
In concomitanza alla firma degli accordi definitivi, le Autorità Kazakhe hanno approvato il budget revisionato dei costi di sviluppo della fase 1 del progetto per un ammontare complessivo di $32,2 miliardi (esclusi costi generali, amministrativi e per servizi). Eni finanzierà tali investimenti in base al working interest del 16,81%. In base all’avanzamento dei lavori, il management Eni ritiene che il first oil possa essere conseguito a fine 2012. Il plateau produttivo di fase 1 è stimato a 300.000 barili/giorno, con una capacità produttiva installata a completamento della fase 1 di 370.000 barili/giorno nel 2014. La capacità produttiva della fase 1 aumenterà a 450.000 barili/giorno con l’utilizzo di ulteriore capacità di compressione per la re-iniezione che sarà resa disponibile con l’avvio degli impianti offshore della fase 2 dello sviluppo.

Evoluzione prevedibile della gestione

Eni rappresenta le strategie e gli obiettivi del piano quadriennale 2009-2012 oggi alle ore 12:00 (London Time) presso il London Stock Exchange. Il management Eni prevede che le condizioni di volatilità dei mercati e di recessione economica si protrarranno nel 2009. Lo scenario Eni assume un prezzo del Brent su base annua di 43 dollari/barile, crescita zero della domanda europea di gas e margini di raffinazione in flessione. In tale contesto, le previsioni del management sull’andamento nel 2009 delle produzioni e delle vendite dei principali settori di attività sono le seguenti:

• produzione di idrocarburi: è prevista in aumento rispetto al 2008 (1,797 milioni di boe/giorno nel 2008) per effetto della crescita organica attesa in Nigeria, Angola, Congo e Golfo del Messico a fronte del declino delle produzioni mature;
• volumi venduti di gas nel mondo: sono previsti in crescita rispetto al 2008 (104,23 miliardi di metri cubi nel 2008) per effetto del pieno contributo dell’acquisizione di Distrigaz e delle azioni commerciali a sostegno della quota di mercato nelle principali aree di consumo nel resto d’Europa. Le vendite in Italia sono previste in flessione per effetto della pressione competitiva e del calo dei consumi a fronte della recessione economica;
• lavorazioni in conto proprio: in in aumento rispetto al 2008 (35,84 milioni di tonnellate nel 2008) per effetto della migliore performance programmata delle raffinerie di Taranto e Gela;
• vendite di prodotti petroliferi rete in Italia e resto d’Europa: in in flessione rispetto al 2008 (12,67 milioni di tonnellate nel 2008) per effetto dell’impatto della cessione delle attività rete nella Penisola Iberica e delle previsioni di calo della domanda di carburanti nei principali mercati europei.

Nel 2009 sono previsti investimenti tecnici in leggera riduzione rispetto al 2008 (€14,56 miliardi nel 2008) e riguarderanno principalmente lo sviluppo delle riserve di idrocarburi, l’upgrading della flotta di mezzi navali di costruzione e perforazione, nonché il potenziamento delle infrastrutture di trasporto del gas naturale. Sulla base delle proiezioni di cash flow con lo scenario di prezzo del Brent a 43 dollari/barile e tenuto conto degli esborsi programmati per gli investimenti e per il completamento dell’acquisizione di Distrigaz SA e della remunerazione del capitale proprio, Eni prevede a fine 2009 un leverage inferiore rispetto al livello del 2008 (0,38) assumendo l’esercizio da parte di Gazprom delle opzioni di acquisto sugli asset russi (20% di Gazprom Neft e 51% delle tre società gas partecipate da Eni al 60%).

Le informazioni economiche, patrimoniali e finanziarie su base consolidata pubblicate nel presente comunicato stampa sono state redatte conformemente ai criteri di rilevazione e valutazione 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.
I criteri di rilevazione e valutazione adottati per la preparazione della situazione contabile del quarto trimestre sono invariati rispetto a quelli adottati per la redazione del Bilancio consolidato 2007, per la cui descrizione si fa rinvio. Le modifiche apportate allo IAS 39 e all’IFRS 7 (omologate dalla Commissione Europea con il Regolamento (CE) n. 1004/2008 del 15 ottobre 2008) che autorizzano, in rare circostanze, la classifica di determinati strumenti finanziari dalla categoria «posseduti per negoziazione» modificandone il criterio di valutazione, non hanno prodotto effetti.
Le informazioni economiche sono fornite con riferimento al quarto trimestre 2008 e 2007, al terzo trimestre 2008 e all’esercizio 2008 e 2007. Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 30 settembre 2008, al 31 dicembre 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 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, Alessandro nini, 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 quarto trimestre 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 del quarto trimestre e del preconsuntivo 2008 (non sottoposti a revisione contabile) è disponibile sul sito Internet Eni all’indirizzo www.eni.it