Eni annuncia i risultati del secondo trimestre e del primo semestre 2009

 

San Donato Milanese, 31 luglio 2009 – Il Consiglio di Amministrazione di Eni ha esaminato ieri i risultati consolidati del secondo trimestre 2009 (non sottoposti a revisione contabile).

Paolo Scaroni, Amministratore Delegato, ha commentato:

"Nel primo semestre abbiamo rafforzato la nostra posizione nelle aree strategiche e conseguito risultati positivi in uno scenario caratterizzato dalla caduta dei prezzi e della domanda dei prodotti petroliferi. Il nostro portafoglio di business ha confermato la sua solidità grazie in particolare alla buona performance operativa della divisione Gas & Power. In linea con le nostre aspettative per il 2009 e oltre abbiamo scelto un approccio prudente. è per questo che abbiamo deciso di proporre un acconto dividendo di €0,50 per azione, che riteniamo adeguato all'attuale contesto."

Il Consiglio di Amministrazione di Eni ha anche approvato la relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2009 pubblicata contestualmente al presente comunicato. Sono ancora in corso le verifiche della Società di revisione sui conti semestrali consolidati come previsto dalle leggi italiane in materia. L'esito dell'attività di revisione sarà comunicato al mercato entro la prima metà del mese di agosto.

 

Highlight finanziari

II trim. 2008	I trim. 2009	II trim. 2009	Var. % II trim. 09 vs 08	RISULTATI ECONOMICI (€ milioni)		I semestre
						2008	2009	Var. %
5.793	3.967	2.405	(58,5)	Utile operativo		11.970	6.372	(46,8)
5.575	3.754	2.549	(54.3)	Utile operativo adjusted (a)		11.471	6.303	(45,1)
3.437	1.904	832	(75,8)	Utile netto (b)		6.758	2.736	(59,5)
0,94	0,53	0,23	(75,5)	- per azione (€) (c)		1,85	0,76	(58,9)
2,94	1,38	0,63	(78,6)	- per ADR ($) (c) (d)		5,66	2,02	(64,3)
2.255	1.759	902	(60,0)	Utile netto adjusted (a) (b)		5.296	2.661	(49,8)
0,62	0,49	0,25	(59,7)	- per azione (€) (c)		1,45	0,73	(49,7)
1,94	1,28	0,68	(64,9)	- per ADR ($) (c) (d)		4,44	1,94	(56,3)

(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 25.   
(b) Utile di competenza Eni.
(c) Interamente diluito. L'ammontare in dollari e convertito sulla base del cambio medio di periodo rilevato dalla BCE.
(d) Un ADR rappresenta due azioni.

Utile operativo adjusted

L'utile operativo adjusted del secondo trimestre 2009 di €2,55 miliardi è diminuito del 54,3% rispetto al secondo trimestre 2008. Nel primo semestre utile operativo di €6,30 miliardi (-45,1% rispetto al primo semestre 2008). La flessione è dovuta principalmente al peggioramento della performance operativa del settore Exploration & Production a causa della caduta del prezzo del petrolio e del gas, nonché dei margini di raffinazione nel downstream petrolifero. In miglioramento il risultato dei settori Gas & Power e Ingegneria & Costruzioni.

Utile netto adjusted

L'utile netto adjusted del secondo trimestre 2009 di €0,90 miliardi è diminuito del 60%.  Nel primo semestre utile netto di €2,66 miliardi in calo del 49,8%. Tali risultati riflettono il peggioramento della performance operativa e il minore contributo delle partecipazioni valutate a equity, parzialmente compensati dalla riduzione del tax rate adjusted (1,1 punti percentuali in meno nel trimestre; 0,4 punti percentuali in meno nel semestre).

Investimenti tecnici

Gli investimenti tecnici di €3.697 milioni nel trimestre (€6.844 milioni nel semestre) hanno riguardato principalmente lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi, l'upgrading della flotta dei mezzi navali di costruzione e perforazione di Saipem e delle infrastrutture di trasporto del gas.

Cash flow

Nel trimestre i principali flussi di cassa positivi sono stati originati dalla gestione per €2.178 milioni, dall'esercizio dell'opzione di acquisto del 20% di Gazprom Neft da parte di Gazprom con un incasso di €3.070 milioni, dalla sottoscrizione pro-quota dell'aumento del capitale sociale di Snam Rete Gas da parte del mercato per €1.542 milioni. Tali flussi hanno consentito di coprire i fabbisogni finanziari connessi agli investimenti tecnici di €3.697 milioni, al pagamento del saldo dividendo Eni per il 2008 (€2.355 milioni), nonché al completamento dell'acquisizione di Distrigas (€2.045 milioni), determinando rispetto al 31 marzo un incremento di €1.827 milioni dell'indebitamento finanziario netto1.
Nel semestre il flusso di cassa netto da attività di esercizio è stato di €7.621 milioni e unitamente ai disinvestimenti di €3.275 milioni e alla sottoscrizione pro-quota dell'aumento del capitale sociale di Snam Rete Gas da parte del mercato per €1.542 milioni ha consentito di coprire i fabbisogni finanziari connessi agli investimenti tecnici di €6.844 milioni, al pagamento del saldo del dividendo Eni per il 2008 (€2.355 milioni) e al completamento dell'acquisizione di Distrigas (€2.045 milioni). Al 30 giugno 2009 l'indebitamento finanziario netto ammonta a €18.355 milioni (€18.376 milioni a fine 2008).

Indici di performance finanziaria

Il ROACE2 calcolato su base adjusted per i dodici mesi chiusi al 30 giugno 2009 è del 13% (19,7% al 30 giugno 2008).
Il leverage2 – rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto compresi gli interessi di terzi azionisti – passa dallo 0,38 al 31 dicembre 2008 allo 0,37 al 30 giugno 2009.

Interim dividend 2009

Sulla base dell'esame dei risultati del primo semestre e delle previsioni per l'intero 2009, la proposta di acconto dividendo al Consiglio di Amministrazione del 10 settembre 2009 sarà di €0,50 per azione (€0,65 nel 2008) da mettere in pagamento a partire dal 24 settembre con stacco cedola 21 settembre 2009.

Highlight operativi di scenario

II trim. 2008	I trim. 2009	II trim. 2009	Var. % II trim. 09 vs 08	PRINCIPALI INDICATORI OPERATIVI				I semestre
								2008	2009	Var. %
1.772	1.779	1.733	(2,2)	Produzione di idrocarburi		(migliaia di boe/giorno)		1.784	1.756	(1,6)
998	1.013	986	(1.2)	- Petrolio		(migliaia di barili/giorno)		1.005	1.000	(0,5)
126	125	121	(4,0)	- Gas naturale		(milioni di metri cubi/giorno)		127	123	(3,1)
22,16	32,35	20,46	(7,7)	Vendite gas mondo		(miliardi di metri cubi)		53,07	52,81	(0,5)
1,48	1,49	1,46	(1,4)	- di cui: vendite E&P				3,32	2,95	(11,1)
7,21	7,78	7,57	(5,0)	Vendite di energia elettrica		(terawattora)		15,37	15,35	(0,1)
3,00	2,79	3,07	(2,3)	Vendite di prodotti petroliferi rete Europa		(milioni di tonnellate)		5,85	5,86	(0,2)

 

Exploration & Production

La produzione di idrocarburi del secondo trimestre 2009 è stata di 1,733 milioni di boe/giorno, in riduzione del 2,2% rispetto al secondo trimestre 2008. Nel primo semestre 2009 la produzione di 1,756 milioni di boe/giorno è in calo dell'1,6%. Tali riduzioni sono attribuibili all'impatto dei tagli OPEC (circa -30 mila boe/giorno), ai problemi legati alla situazione di sicurezza in Africa Occidentale, alla minore produzione di gas destinata al mercato europeo, nonché al declino di produzioni mature. Questi effetti negativi sono stati parzialmente assorbiti dalla crescita organica registrata in Angola, Congo, USA, Kazakhstan e Venezuela, nonché dall'effetto prezzo positivo nei PSA (circa 60 mila barili/giorno). 

Gas & Power

Vendite di gas mondo di 20,46 miliardi di metri cubi nel secondo trimestre 2009, in riduzione del 7,7% rispetto al secondo trimestre 2008 e di 52,81 miliardi di metri cubi nel primo semestre 2009, con una riduzione dello 0,5% rispetto al 2008. Il calo delle vendite è attribuibile alla contrazione della domanda europea dovuta alla recessione economica. La flessione dei consumi è stata particolarmente severa nel mercato italiano (-3,71 miliardi di metri cubi nel trimestre) dove i principali settori di utilizzo del termoelettrico e dell'industriale hanno registrato cali rispettivamente del 45% e del 20% (45% e 21% nel semestre). Il contributo di Distrigas (+2,67 miliardi di metri cubi nel trimestre; +8,53 miliardi nel semestre) ha consentito di attenuare l'impatto della recessione.

Prezzi medi di realizzo

Il prezzo medio di realizzo del petrolio equity è diminuito del 48,2% nel secondo trimestre 2008 e del 49,5% nel semestre per effetto della flessione delle quotazioni del marker di mercato Brent. I prezzi del gas sono diminuiti del 35,4% nel trimestre e del 16,9% nel semestre con una dinamica che riflette i time-lag di indicizzazione ai parametri energetici contenuti nelle formule di pricing.

Refining & Marketing

I margini di raffinazione Eni in dollari hanno registrato una significativa flessione nel secondo trimestre e nel semestre dovuta: (i) alla contrazione del differenziale di mercato tra greggi leggeri e pesanti dovuto essenzialmente alla riduzione dell'offerta OPEC che ha penalizzato la redditività delle raffinerie Eni dotate di un'elevata capacità di conversione; (ii) agli aumenti repentini del costo della carica non guidati da una ripresa dei fondamentali che quindi il settore non è stato in grado di trasferire sui prezzi finali; in particolare ha pesato la flessione del prezzo del gasolio. La performance del margine Eni è allineata a quella del margine di scenario (il margine Brent è diminuito del 55,1% nel secondo trimestre e del 24,6% nel semestre) in quanto la contrazione del differenziale greggi leggeri verso pesanti è stata compensata dall'apprezzamento delle rese Eni (maggiore peso dell'olio combustibile rispetto al margine di mercato).

Cambio euro/dollaro USA

I risultati del trimestre e del semestre sono stati favoriti dal deprezzamento dell'euro rispetto al dollaro (-12,8% nel trimestre; -12,9% nel semestre).

Sviluppi strategici

Nel semestre Eni ha realizzato importanti progressi del portafoglio in linea con le strategie di crescita nei settori Exploration & Production e Gas & Power. In particolare sono stati conseguiti accordi strategici nelle aree core di Russia, Africa e nel business europeo del gas.

Russia

• In base agli accordi tra Italia e Russia del 15 maggio 2009, il progetto di realizzazione del gasdotto South Stream prevede l'ampliamento dello scope of work originario incrementando la capacità di trasporto della pipeline da 31 a 63 miliardi di metri cubi di gas/anno. Eni e Gazprom hanno confermato l'impegno nella prosecuzione dello sviluppo del progetto che, in caso di esito positivo dello studio di fattibilità in corso, realizzerà una nuova rotta di importazione del gas dalla Russia, contribuendo in maniera decisiva alla sicurezza e diversificazione degli approvvigionamenti di gas verso l'Europa.
• Il 15 maggio 2009 Eni ed Enel partner al 60-40% rispettivamente nella società OOO SeverEnergia hanno firmato un accordo preliminare per la cessione a Gazprom della quota del 51% della joint-venture che possiede il 100% di tre società russe attive nello sviluppo di riserve di gas nella regione di Yamal Nenets in Siberia. Il contratto vincolante è stato firmato il 5 giugno. Il corrispettivo della cessione pari a circa $1,5 miliardi (quota Eni $900 milioni) sarà corrisposto da Gazprom in due tranche: la prima alla girata delle azioni prevista nel corso del terzo trimestre, data dalla quale decorreranno anche gli effetti economici della transazione; la seconda rata entro il primo trimestre 2010. Per effetto della cessione, la partecipazione posseduta da Eni in OOO SeverEnergia sarà pari al 29,4% sulla cui base saranno calcolate le riserve certe di spettanza Eni del bilancio 2009. Le parti hanno inoltre concordato di produrre il primo gas entro giugno 2011 dal giacimento di Samburskoye e di raggiungere almeno 150 mila boe/giorno entro 2 anni dall'avvio della produzione; e di definire entro 90 giorni dalla data del contratto di cessione, il piano per ottenere tutte le autorizzazioni, incluse le estensioni delle licenze da parte delle autorità competenti russe. Gli amendement per alcune licenze sono già stati autorizzati.
• Il 7 aprile 2009 Gazprom ha esercitato l'opzione di acquisto sull'intero 20% di OAO Gazprom Neft posseduto da Eni sulla base degli accordi contrattuali in essere tra i due partner. Il pagamento è stato effettuato il 24 aprile con un incasso per Eni di €3.070 milioni ($4,06 miliardi al cambio del giorno, che diventano €3,16 miliardi o $4,2 miliardi considerando i dividendi del 2008). Eni aveva acquisito la partecipazione in Gazprom Neft il 4 aprile 2007 in esito all'aggiudicazione dell'asta per il secondo lotto degli asset della società russa in liquidazione Yukos.
  Il prezzo di esercizio dell'opzione corrisponde a quello di aggiudicazione ($3,7 miliardi), detratti i dividendi distribuiti e aumentato della remunerazione finanziaria prevista contrattualmente nella misura del 9,4% annuo maturata fino alla data di pagamento e dei costi accessori di finanziamento. Nella stessa occasione, Eni e Gazprom hanno firmato nuovi accordi di collaborazione per l'avvio di programmi di sviluppo nel settore energetico in Russia e all'estero.

Africa

Il 12 maggio 2009 Eni e il Ministero del Petrolio egiziano hanno firmato un accordo di cooperazione nello sviluppo degli idrocarburi. L'accordo sarà improntato al modello Eni di cooperazione con i Paesi in cui svolge la propria attività al fine di integrare il business tradizionale con attività volte al soddisfacimento del fabbisogno energetico dei Paesi produttori, nonché al raggiungimento di elevati standard di sviluppo socio-economico.

• Il 9 febbraio 2009 sono stati firmati tre accordi con la compagnia petrolifera angolana Sonangol nell'ambito del framework agreement dell'agosto 2008, che prevedono: (i) lo studio di fattibilità dell'utilizzo di gas associato per l'alimentazione di una nuova centrale elettrica; (ii) studi e ricerche di aree onshore per la valutazione di possibili iniziative nel settore upstream; (iii) la definizione di progetti educativi e di formazione per professionisti angolani nel campo energetico.

Business europeo del gas

Il 19 marzo 2009 è stata finalizzata l'OPA incondizionata obbligatoria sulle azioni di minoranza di Distrigas con l'adesione del 41,617% del capitale, compresa la quota del 31,25% in mano all'altro azionista di riferimento di Distrigas, Publigaz SCRL. Ilrestante 1,14% delle azioni ancora in circolazione è stato acquisito da Eni il 4 maggio 2009 in forza della procedura di squeeze-out, al perfezionamento della quale il titolo Distrigas è stato oggetto di delisting da Euronext di Brussels. Il controvalore complessivo di €2.045 milioni corrisponde al prezzo unitario per azione riconosciuto a Suez nell'ottobre 2008 per l'acquisizione della quota di controllo del 57,243%. Al 30 giugno 2009, Eni è pertanto titolare del 100% del capitale sociale di Distrigas, ad eccezione di un'azione con diritti speciali detenuta dallo Stato belga.

Altri sviluppi: sviluppi gas in USA, dismissioni asset E&P, Pakistan e successi esplorativi/nuovi acrea ge.
Il 18 maggio 2009 Eni ha firmato un'alleanza strategica con Quicksilver Resources Inc., produttore indipendente di gas da argille (gas shale) negli USA. L'accordo prevede l'acquisizione di una quota del 27,5% nell'area "Alliance" nel Texas settentrionale dell'estensione di circa 53 chilometri quadrati, contenente riserve di gas shale a una profondità media di circa 2.300 metri. Quicksilver manterrà il 72,5% e l'operatorship dell'iniziativa. Il prezzo della transazione è di $280 milioni. L'operazione è stata finalizzata il 19 giugno, con efficacia aprile 2009. Nel 2009 la produzione netta di spettanza Eni proveniente dagli asset acquisiti è stimata in circa 4.000 boe/giorno, che cresceranno a circa 10.000 boe nel 2011.

• è stato avviato un piano per la dismissione di  attività minerarie marginali, il cui completamento è atteso per la fine dell'anno.
• Il 18 marzo 2009 è stato firmato con il Governo del Pakistan un Protocol for Cooperation per lo sviluppo di progetti upstream, midstream e downstream nel Paese. Eni metterà a disposizione il proprio know-how e le innovative tecnologie sviluppate nel campo dello sviluppo di giacimenti di idrocarburi.
• Conseguiti nuovi successi esplorativi nel Golfo del Messico, Mare del Nord e nell'offshore indonesiano.
• Aggiudicata l'operatorship e la partecipazione del 40% nelle licenze PL 533 e PL 529, nonché la partecipazione del 30% nella licenza PL 532 (operatore StatoilHydro) nel Mare di Barents.

 

Riorganizzazione Business regolati del gas in Italia

• Il 30 giugno 2009 è stata perfezionata la vendita del 100% di Italgas SpA e di Stoccaggi Gas Italia SpA (Stogit) a Snam Rete Gas (controllata al 50,03%) approvata dal Consiglio di Amministrazione Eni nel febbraio 2009, per il corrispettivo di €4.509 milioni (rispettivamente €2.922 milioni e €1.587 milioni). L'operazione è stata finanziata da Snam Rete Gas attraverso un aumento di capitale di €3,5 miliardi sottoscritto interamente dagli azionisti e da Eni ciascuno per la quota di competenza e assunzione di debito per la parte restante. Gli effetti sul bilancio consolidato Eni sono i seguenti: (i) al 30 giugno 2009 la posizione finanziaria netta e il patrimonio netto complessivo registrano una variazione positiva di €1,54 miliardi dovuta alla sottoscrizione pro-quota dell'aumento di capitale di Snam Rete Gas da parte del mercato; (ii) a partire dal terzo trimestre, una riduzione dell'utile netto di pertinenza del Gruppo pari a circa il 45% dell'utile aggregato di Italgas e Stogit con corrispondente incremento dell'utile di pertinenza di terzi.

Evoluzione prevedibile della gestione

In considerazione della fase di recessione economica in atto, lo scenario Eni 2009 assume un prezzo del Brent su base annua di circa 48 dollari/barile e la flessione della domanda europea di gas e di carburanti. 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 confermata in crescita rispetto al 2008 (1,797 milioni di boe/giorno nel 2008). Così come anticipato nell'outlook della prima trimestrale, è previsto un tasso di incremento del 2%, al netto dei tagli OPEC, che tiene conto della riduzione della domanda europea di gas, dell'impatto di eventi di forza maggiore in alcune aree, in particolare in Africa Occidentale, e del posticipo di alcune attività per beneficiare dell'attesa riduzione dei costi. La crescita sarà sostenuta dal contributo dei nuovi avvii e di regimazioni in particolare in Congo e Stati Uniti;
• volumi venduti di gas nel mondo: sono previsti su di un livello in linea con il 2008 (104,23 miliardi di metri cubi nel 2008) quindi con un tasso di crescita inferiore rispetto alle previsioni di piano a causa dell'impatto della recessione economica rivelatosi più severo di quanto inizialmente anticipato. Le vendite sono sostenute dal pieno contributo dell'acquisizione di Distrigas e dalle azioni commerciali volte a incrementare la quota di mercato nelle principali aree di consumo nel resto d'Europa;
• lavorazioni in conto proprio: in leggero aumento rispetto al 2008 (35,84 milioni di tonnellate nel 2008) per effetto della migliore performance di alcuni impianti;
• vendite di prodotti petroliferi rete in Italia e resto d'Europa: in flessione rispetto al 2008 (12,03 milioni di tonnellate nel 2008 esclusi i volumi delle attività rete nella Penisola Iberica cedute a Galp) per effetto del calo dei consumi nei principali mercati europei, compensato dai risultati positivi in termini di quota e di volumi venduti in Italia, per effetto delle campagne di marketing e delle politiche di pricing.

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.
Il management ha adottato le azioni gestionali e di portafoglio necessarie per assicurare un livello di leverage che, anche se temporaneamente superiore a quello di fine 2008 (0,38), sia adeguato al mantenimento di un elevato merito di credito.

 

Altre informazioni

Nella seconda parte dell'esercizio alcuni procedimenti legali potrebbero avere sviluppi negativi potenzialmente tali da comportare sul risultato economico impatti significativi allo stato non ritenuti probabili o oggettivamente determinabili. I procedimenti legali cui si fa riferimento sono puntualmente descritti nel paragrafo "Garanzie, impegni e rischi" della relazione finanziaria semestrale pubblicata contestualmente al presente comunicato.

 

Il presente comunicato stampa redatto su base volontaria in linea con le best practices di mercato illustra i risultati consolidati del secondo trimestre e del primo semestre 2009. I risultati del semestre unitamente ai principali trend di business rappresentano una sintesi della relazione finanziaria semestrale redatta ai sensi dell'art 154-ter del Testo Unico della Finanza (TUF) che è stata approvata dal CdA Eni e pubblicata contestualmente al presente comunicato. La relazione finanziaria è stata trasmessa al Collegio Sindacale Eni e alla Società di revisione per l'assolvimento degli obblighi di competenza. Gli esiti dell'attività del Collegio Sindacale e delle verifiche di revisione saranno comunicati al mercato entro la prima metà del mese di agosto.
Le informazioni economiche, patrimoniali e finanziarie del presente comunicato 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 al 30 giugno 2009 sono invariati rispetto a quelli adottati per la redazione della Relazione finanziaria annuale 2008, per la cui descrizione si fa rinvio. A partire dal gennaio 2009 gli effetti dei derivati non di copertura su commodity, sia la componente realizzata sia quella da valutazione, sono rilevati nell'utile operativo. Coerentemente i periodi di confronto sono stati rideterminati.Le informazioni economiche sono fornite con riferimento al secondo trimestre e primo semestre 2009 e al secondo trimestre e primo semestre 2008.
Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 30 giugno 2009, al 31 marzo 2009 e al 31 dicembre 2008. 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 Bernini, dichiara ai sensi del comma 2 art. 15- 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.

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Il presente comunicato relativo ai risultati consolidati al 30 giugno 2009 (non sottoposti a revisione contabile) è disponibile sul sito internet Eni all'indirizzo www.eni.it.