Eni annuncia i risultati del secondo trimestre e del primo semestre 2010



San Donato Milanese, 28 luglio 2010 – Il Consiglio di Amministrazione di Eni ha esaminato oggi i risultati consolidati del secondo trimestre e del primo semestre 2010 (non sottoposti a revisione contabile).

Paolo Scaroni, Amministratore Delegato, ha commentato:
"Nel primo semestre 2010 Eni ha ottenuto solidi risultati operativi e finanziari in un contesto di mercato ancora difficile soprattutto per il mercato del gas. In particolare in E&P stiamo raggiungendo tutti gli obiettivi che ci siamo posti con eccellenti risultati in termini di start up e successi esplorativi. Continuiamo a investire per la crescita mantenendo una rigorosa disciplina finanziaria e una solida struttura patrimoniale."

Nella stessa occasione il Consiglio di Amministrazione di Eni ha approvato la relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2010 ex art. 154-ter TUF che é stata contestualmente trasmessa alla Società di revisione. La pubblicazione della relazione semestrale e prevista entro la prima metà del mese di agosto unitamente agli esiti dell'attività di revisione.

(1) Con esclusione dell'impatto dell'aggiornamento del coefficiente di conversione del gas naturale. Per ulteriori informazioni v. pag. 6.

 

Highlight finanziari

II trim. 2009	I trim. 2010	II trim. 2010	Var. % II trim. 10 vs 09	Risultati economici (€ milioni)	I semestre
					2009	2010	Var. %
2.405	4.847	4.305	79,0	Utile operativo	6.372	9.152	43,6
2.549	4.331	4.128	61,9	Utile operativo adjusted (a)	6.303	8.459	34,2
832	2.222	1.824	119,2	Utile netto (b)	2.736	4.046	47,9
0,23	0,61	0,50	117,4	- per azione (€) (c)	0,76	1,12	47,4
0,63	1,69	1,27	101,6	- per ADR ($) (c) (d)	2,02	2,97	47,0
902	1.822	1.625	80,2	Utile netto adjusted (a) (b)	2.661	3.447	29,5
0,25	0,50	0,45	80,0	- per azione (€) (c)	0,73	0,95	30,1
0,68	1,38	1,15	69,1	- per ADR ($) (c) (d)	1,94	2,52	29,9

(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. 24.
(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

Nel secondo trimestre 2010 l'utile operativo adjusted di €4,13 miliardi e aumentato del 61,9% rispetto al secondo trimestre 2009. Nel primo semestre 2010 l'utile operativo adjusted e stato pari a €8,46 miliardi (+34,2% rispetto al semestre 2009). L'incremento riflette l'ottimo risultato del settore Exploration & Production (+66,8% nel trimestre) che ha beneficiato della ripresa del prezzo del petrolio e dell'apprezzamento del dollaro. Significativi miglioramenti di performance sono stati conseguiti per effetto di piu favorevoli condizioni di mercato nei settori petrolchimica e downstream raffinazione, quest'ultimo nel secondo trimestre.

Utile netto adjusted

Nel secondo trimestre 2010 l'utile netto adjusted di €1,63 miliardi e aumentato dell'80,2%. Nel primo semestre 2010 l'utile netto di €3,45 miliardi e in crescita del 29,5%. Tali risultati riflettono il miglioramento della performance operativa e il maggiore contributo delle società valutate con il metodo del patrimonio netto, parzialmente attenuati dall'aumento del tax rate adjusted (1,2 punti percentuali nel trimestre; 3,3 punti percentuali nel semestre).

Investimenti tecnici

Nel secondo trimestre 2010 gli investimenti tecnici di €4,3 miliardi (€7,1 miliardi nel primo semestre 2010) 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 secondo trimestre 2010 il flusso di cassa netto da attività operativa e stato di €4.585 milioni (€9.139 milioni nel primo semestre 2010); gli incassi da dismissioni sono stati di €66 milioni (€795 milioni nel semestre). Tali flussi hanno consentito di coprire parte dei fabbisogni finanziari connessi agli investimenti tecnici di €4.328 milioni (€7.107 milioni nel semestre) e al pagamento del saldo dividendo 2009 di Eni e dei dividendi di altre società consolidate (complessivamente €2.164 milioni). Al 30 giugno 2010 l'indebitamento finanziario netto ² ammonta a €23.342 milioni, che rappresenta un incremento di €2.290 milioni rispetto al 31 marzo 2010 e di €287 milioni rispetto al 31 dicembre 2009.

Indici di performance  finanziaria

Il ROACE ³ calcolato su base adjusted per i dodici mesi chiusi al 30 giugno 2010 e del 9,7% (13% al 30 giugno 2009).

Il leverage ³ – rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto compresi gli interessi di terzi azionisti – passa dallo 0,46 al 31 dicembre 2009 allo 0,41 al 30 giugno 2010 beneficiando in misura sostanziale della rivalutazione dell'equity di gruppo dovuta all'apprezzamento del dollaro.

Interim dividend 2010

Sulla base dell'esame dei risultati del primo semestre 2010 e delle previsioni per l'intero esercizio, la proposta di acconto dividendo al Consiglio di Amministrazione del 9 settembre 2010 sara di €0,50 per azione (€0,50 nel 2009) da mettere in pagamento a partire dal 23 settembre con stacco cedola 20 settembre 2010.

 

(2) Informazioni sulla composizione dell'indebitamento finanziario netto sono fornite a pag. 33.
(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. 34 e pag. 33, rispettivamente.

 

Highlight operativi e di scenario

II trim. 2009	I trim. 2010	II trim. 2010	Var. % III trim. 10 vs 09	PRINCIPALI INDICATORI OPERATIVI		I semestre
						2009	2010	Var. %
1.733	1.842	1.758	n.m.	Produzione di idrocarburi (a)	(migliaia di boe/giorno)	1.756	1.800	n.m.
1.733	1.816	1.732	(0,1)	Produzione di idrocarburi al netto dell'aggiornamento del coefficiente di conversione del gas (a)		1.756	1.774	1,0
986	1.011	980	(0.6)	- Petrolio	(migliaia di barili/giorno)	1.000	995	(0,5)
121	131	122	(0,8)	- Gas naturale	(milioni di metri cubi/giorno)	123	126	(2,4)
20,46	30,51	19,19	(6,2)	Vendite gas mondo	(miliardi di metri cubi)	52,81	49,70	(5,9)
1,46	1,60	1,34	(8,2)	- di cui: vendite E&P in Europa e nel Golfo del Messico		2,95	2,94	(0,3)
7,57	9,00	9,61	26,9	Vendite di energia elettrica	(terawattora)	15,35	18,61	21,2
3,07	2,68	2,94	(4,2)	Vendite di prodotti petroliferi rete Europa	(milioni di tonnellate)	5,86	5,62	(4,1)

(a) Dal 1° aprile 2010, il coefficiente di conversione da metri cubi a boe del gas naturale e stato aggiornato in 1 mc = 0,00636 barili di petrolio (in precedenza 1mc = 0,00615 barili di petrolio). L'effetto sulle produzioni e di 26.000 boe/giorno. Per maggiori informazioni v. pag. 6.

Exploration & Production               
Nel secondo trimestre 2010 la produzione di idrocarburi reported e stata di 1,758 milioni di boe/giorno (1,800 milioni di boe/giorno nel primo semestre 2010), calcolata sulla base del coefficiente di conversione del gas aggiornato in ragione di 1.000 metri cubi equivalenti a 6,36 barili a partire dal 1° aprile 2010 (in precedenza 6,15 barili; per maggiori informazioni v. nota metodologica a pag. 6). Su base omogenea, escludendo cioé gli effetti dell'aggiornamento del coefficiente di conversione del gas, la produzione evidenzia un trend stabile nel confronto trimestre su trimestre ed in crescita dell'1% nel confronto su base semestrale. La performance produttiva è stata sostenuta dalla crescita organica registrata in particolare in Nigeria e Congo, e dal contributo degli avvii dell'anno e delle regimazioni di quelli effettuati nel 2009. In negativo hanno pesato l'impatto delle fermate programmate nel Mare del Nord e in Kazakhstan, i declini delle produzioni mature e, nel trimestre, i minori ritiri di gas in Libia a causa dell'oversupply sul mercato europeo. L'effetto negativo di minori entitlement nei Production Sharing
Agreement (PSA) dovuti all'aumento del prezzo del petrolio al netto dei minori tagli OPEC, ha inciso per circa 10 mila boe/giorno corrispondenti a mezzo punto percentuale di minore crescita nei due periodi.

Prezzi medi di realizzo degli idrocarburi di produzione            
Il prezzo medio di realizzo del petrolio equity è aumentato del 32,9% nel secondo trimestre 2010 e del 48,3% nel semestre per effetto della ripresa delle quotazioni del marker di mercato Brent (+33,2% e +49,7% rispetto al secondo trimestre e al semestre 2009). I prezzi di realizzo del gas naturale evidenziano una dinamica piu contenuta (+15,5% nel trimestre; -4,8% nel semestre) per effetto dei time-lag di indicizzazione ai parametri energetici nelle vendite con formule oil-linked e della debolezza della domanda nelle vendite sui mercati spot. 

Gas & Power
Nel secondo trimestre 2010 le vendite di gas sono in flessione del 6,2% rispetto al secondo trimestre 2009 a 19,19 miliardi di metri cubi (49,70 miliardi di metri cubi, pari al -5,9% nel confronto su base semestrale). Il calo riflette la contrazione dei volumi venduti in Italia (in termini assoluti -1,63 miliardi e -3,97 miliardi di metri cubi, pari a -20,6% e -18,8%, rispettivamente nel trimestre e nel semestre) a causa della maggiore pressione competitiva nei segmenti termoelettrico, industriale e grossisti. In aumento le vendite nei mercati europei (+5,4% e +4,9% rispettivamente nel trimestre e nel semestre) in particolare in Belgio, Francia e Germania/Austria.

Refining & Marketing
I margini di raffinazione Eni hanno registrato un miglioramento nel secondo trimestre 2010 favoriti dalla riapertura del differenziale di quotazione tra greggi leggeri e pesanti nell'area del Mediterraneo. Di tale andamento ha beneficiato la redditivita del sistema di lavorazione Eni caratterizzato da elevata capacità di conversione, ulteriormente potenziata nel semestre con l'entrata in esercizio del nuovo hydrocracker di Taranto. Un ulteriore fattore positivo è stato l'apprezzamento del dollaro rispetto all'euro.
Guardando ai trend negativi, i margini continuano a essere penalizzati dall'elevato costo della carica petrolifera non trasferito interamente nei prezzi di vendita dei prodotti a causa dei deboli fondamentali dell'industria (domanda stagnante, eccesso di capacita, elevati livelli delle scorte) come evidenzia il margine indicatore Brent (-0,22 $/barile nel trimestre, pari al -6,1%; -1,57 $/barile nel semestre, pari al 35,1%).
Le vendite dei prodotti petroliferi nel mercato rete Italia hanno registrato un calo del 6,1% nel trimestre (5,2% nel semestre), per effetto del calo della domanda in particolare di benzina. Invariate le vendite sugli altri mercati europei.

Cambio euro/dollaro USA
I risultati del secondo trimestre 2010 sono stati favoriti dal deprezzamento del 6,5% del cambio euro/dollaro. L'impatto sui risultati del primo semestre 2010 e poco significativo (-0,3%).

Sviluppi di portafoglio

Cessione della partecipazione in Gas Brasiliano Distribuidora
Il 27 maggio 2010 Eni ha firmato il contratto preliminare di vendita della partecipazione totalitaria nella società Gas Brasiliano Distribuidora, che distribuisce e commercializza gas naturale in Brasile, a Petrobras Gas, compagnia interamente controllata da Petróleo Brasileiro ("Petrobras"). Il corrispettivo della cessione ammonta a circa US$250 milioni. Il perfezionamento dell'operazione e soggetto all'approvazione delle competenti autorita brasiliane.

Cessione del 25% del capitale sociale di GreenStream BV
Il 27 aprile 2010 Eni ha ceduto alla compagnia di Stato libica NOC (National Oil Corporation) il 25% del capitale sociale di GreenStream BV, la società che possiede e gestisce il gasdotto di importazione del gas naturale dalla Libia all'Italia. Per effetto della cessione che ha determinato la riduzione della partecipazione Eni in GreenStream al 50% e dei nuovi patti parasociali, Eni ha perso il controllo della società che pertanto è stata deconsolidata a partire dal 1° maggio 2010.

South Stream
Il 18 giugno 2010 Eni e Gazprom hanno firmato un Memorandum of Understanding che prevede l'ingresso della società francese EDF nel progetto South Stream. EDF acquisira una partecipazione nella joint venture impegnata nella pianificazione e realizzazione di un nuovo sistema di trasporto di gas russo destinato ai mercati europei attraverso la rotta Mar Nero e Bulgaria.

Attività esplorativa

Nel semestre sono state scoperte risorse esplorative pari a circa 600 milioni di barili. I principali successi sono stati ottenuti in:
Venezuela: il pozzo di appraisal Perla 2 (Eni 50%) ha consentito di incrementare del 30% la stima delle risorse della omonima scoperta con un ulteriore potenziale di crescita da definire con i prossimi pozzi.
Angola: tre nuove scoperte a olio nel Blocco offshore 15/06 (Eni operatore con il 35%) con i pozzi Nzanza, Cinguvu e Cabaca South East-1. I primi due hanno erogato in test a una portata superiore rispettivamente ai 1.600 barili/giorno e ai 6.400 barili/giorno.
Indonesia: il secondo pozzo nel campo a gas di Jangkrik, situato nel permesso Muara Bakau (Eni operatore al 55%) ha erogato in fase di test una quantità di gas pari a circa 3.200 barili/giorno.

Avvii produttivi

In linea con i piani produttivi sono stati avviati in produzione 5 giacimenti, tra cui i principali sono:
(i) Annamaria B (Eni operatore 90%) fra l'Italia e la Croazia;
(ii) Baraka (Eni operatore 49%) in Tunisia;
(iii) Rom Integrated in Algeria;
(iv) M'Boundi IPP (Eni 100%) in Congo.
Altri avvii sono stati conseguiti in Cina e Nigeria.

Evoluzione prevedibile della gestione

Per il 2010, in uno scenario energetico ancora caratterizzato da elevata volatilità, Eni prevede una leggera ripresa dei consumi mondiali di petrolio ed un prezzo medio del marker Brent di 76 $/barile. Per quanto riguarda la domanda europea ed italiana di gas, dopo la rilevante flessione dei consumi industriali e termoelettrici registrata nel 2009, il management ha rivisto al rialzo le proprie stime di crescita per il 2010 tenuto conto dei trend in atto. Nel business della raffinazione permangono i deboli fondamentali dell'industria come evidenziato dalla volatilità dei margini. In questo contesto di mercato, le previsioni del management sull'andamento nel 2010 delle produzioni e delle vendite dei principali settori di attività sono le seguenti:
- Produzione di idrocarburi: la produzione 2010 è prevista in linea al 2009 (nel 2009 pari a 1,769 milioni di boe/giorno), assumendo lo scenario Brent di 76 $/barile, lo stesso livello di tagli Opec del semestre e le dismissioni in corso, con esclusione dell'effetto dell'aggiornamento del coefficiente di conversione del gas. Il contributo di nuovi avvii in particolare in Italia, Congo, Norvegia e solo marginalmente del progetto Zubair in Iraq, unitamente alla crescita dei campi avviati nel 2009 principalmente in Nigeria e Angola, compenseranno il declino dei giacimenti maturi, i minori ritiri di gas libico in relazione all'oversupply sul mercato europeo, nonché i ritardi produttivi attesi nel Golfo del Messico in conseguenza dell'incidente occorso al pozzo Macondo operato da BP;
- Vendite di gas mondo: in flessione rispetto al livello 2009 (pari nel 2009 a circa 104 miliardi di metri cubi) per aumento della pressione competitiva in particolare in Italia, parzialmente compensata dalla ripresa della domanda gas in Europa, dall'effetto delle azioni di integrazione commerciale con Distrigas e dell'ottimizzazione del portafoglio di approvvigionamento compresa la rinegoziazione dei contratti di fornitura di lungo termine;
- Business regolati: la performance dei Business regolati Italia beneficerà della redditivita garantita dai nuovi investimenti e della riduzione dei costi a seguito dell'integrazione della filiera trasporto, stoccaggio e distribuzione;
- Lavorazioni in conto proprio: i volumi lavorati sono previsti in aumento rispetto al 2009 (34,55 milioni di tonnellate nel 2009) in relazione all'aumento del tasso di utilizzo degli impianti Eni che ha più che compensato la cessazione del contratto di lavorazione presso raffinerie di terzi. In un contesto di scenario sfidante, il management prevede di conseguire un miglioramento della performance operativa facendo leva sulla ripresa dei differenziali tra greggi leggeri e pesanti e sulle azioni di recupero di efficienza e di miglioramento dei margini;
- Vendite di prodotti petroliferi rete in Italia e resto d'Europa: sono previste in leggera flessione rispetto al 2009 (12,02 milioni di tonnellate nel 2009) in un quadro di consumi stagnanti. Sono state programmate azioni di marketing per sostenere le vendite e i margini sul mercato italiano e lo sviluppo nel resto d'Europa;
- Ingegneria & Costruzioni: conferma la solidita reddituale grazie alla consistenza del portafoglio ordini.

Nel 2010 sono previsti investimenti tecnici in leggero aumento rispetto al 2009 (€13,69 miliardi nel 2009) per effetto delle iniziative di ottimizzazione della produzione e dell'apprezzamento del dollaro. Gli investimenti riguarderanno principalmente lo sviluppo delle riserve di idrocarburi, i progetti esplorativi, l'upgrading della flotta di mezzi navali di costruzione e perforazione, nonché il potenziamento delle infrastrutture di trasporto del gas naturale. Il management ha in programma le azioni gestionali e di portafoglio necessarie per assicurare un livello di leverage adeguato al mantenimento di un elevato merito di credito.

Il presente comunicato stampa redatto su base volontaria in linea con le best practice di mercato illustra i risultati consolidati del secondo trimestre e del primo semestre 2010, non sottoposti a revisione contabile. 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 in data odierna e contestualmente trasmessa alla Societa di revisione per l'assolvimento degli obblighi di competenza. La relazione finanziaria semestrale sarà pubblicata entro la prima metà del mese di agosto unitamente agli esiti delle verifiche di revisione.

Le informazioni economiche sono fornite con riferimento al secondo trimestre e primo semestre 2010 e al secondo trimestre e primo semestre 2009. Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 30 giugno 2010, 31 marzo 2010 e al 31 dicembre 2009. 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. Le informazioni economiche, patrimoniali e finanziarie 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 2010 sono quelli adottati per la redazione della Relazione finanziaria annuale 2009, per la cui descrizione si fa rinvio, fatta eccezione per i principi contabili internazionali entrati in vigore a partire dal 1° gennaio 2010 illustrati nella sezione "Criteri di redazione" della Relazione finanziaria semestrale 2010 di prossima pubblicazione cui si rinvia. L'applicazione di detti principi non ha prodotto effetti ad eccezione delle disposizioni dell'interpretazione IFRIC 12 "Accordi per servizi in concessione" (di seguito "IFRIC 12") che definisce i criteri di rilevazione e valutazione da adottare per gli accordi tra settore pubblico e privato relativi allo sviluppo, finanziamento, gestione e manutenzione di infrastrutture in regime di concessione. In particolare, nei casi in cui il soggetto concedente controlli l'infrastruttura, regolando/controllando le caratteristiche dei servizi forniti, i prezzi applicabili e mantenendo un interesse residuo sull'attività, il concessionario rileva il diritto all'utilizzo della stessa ovvero un'attività finanziaria in funzione delle caratteristiche degli accordi in essere. In considerazione degli accordi in essere nel Gruppo, l'applicazione dell'IFRIC 12 comporta la classificazione delle infrastrutture in concessione tra le attività immateriali; nello stato patrimoniale al 31 dicembre 2009 posto a confronto, il valore netto contabile delle infrastrutture relative agli accordi in concessione ex IFRIC 12 (€3.412 milioni) è stato riclassificato dalla voce "Immobili, impianti e macchinari" alla voce "Attività immateriali". Tenuto conto della struttura tariffaria dei servizi resi in concessione e in assenza di benchmark di riferimento, non è possibile enucleare in modo attendibile un margine per l'attività di costruzione/potenziamento dell'infrastruttura e pertanto gli investimenti sono rilevati come lavori in corso su ordinazione in misura pari ai costi sostenuti. Il processo di ammortamento delle attività relative agli accordi per servizi in concessione è rimasto invariato e continua ad essere operato considerando le modalità attese di ottenimento dei benefici economici futuri derivanti dall'utilizzo e dal valore residuo dell'infrastruttura, cosi come previsti dal quadro normativo di riferimento.

A partire dal 1° aprile 2010, la società ha proceduto ad aggiornare il coefficiente di conversione del gas naturale da metri cubi a barili di petrolio equivalente in ragione di 1mc = 0,00636 barili di petrolio (in precedenza 1mc = 0,00615 barili). L'aggiornamento riflette la modifica della composizione delle proprietà a gas di Eni intervenuta in anni recenti ed e stato determinato raccogliendo i dati del potere calorifico del gas di tutti i 230 campi a gas di Eni in esercizio a fine 2009. L'effetto sulla produzione espressa in barili equivalenti di petrolio ("boe") del secondo trimestre 2010 e stato di 26.000 boe/giorno; per omogeneita anche la produzione espressa in boe del primo trimestre 2010 e stata presentata utilizzando l'aggiornamento del coefficiente di conversione del gas con un effetto analogo. Sono invece trascurabili gli effetti sugli altri indicatori per boe (prezzi di realizzo, costi) e sugli ammortamenti. Le altre compagnie petrolifere possono adottare coefficienti diversi.

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. 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, 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 rischiosita 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 molteplicita di fattori, tra cui: l'avvio effettivo di nuovi giacimenti di petrolio e di gas naturale, la capacita 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.com

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Tel.: +39 0252051651 - Fax: +39 0252031929

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Il presente comunicato relativo ai risultati consolidati al 30 settembre 2009 (non sottoposti a revisione contabile) e disponibile sul sito internet Eni all'indirizzo eni.com.