Eni annuncia i risultati del terzo trimestre e dei nove mesi 2010

Roma, 28 ottobre 2010 - Il Consiglio di Amministrazione di Eni ha esaminato oggi i risultati consolidati del terzo trimestre e dei nove mesi del 2010 ¹ (non sottoposti a revisione contabile).

Paolo Scaroni, Amministratore Delegato, ha commentato:

“Nel trimestre Eni ha conseguito risultati eccellenti in un contesto del mercato del gas ancora difficile. Abbiamo fatto passi avanti sostanziali nello sviluppo del campo giant di Zubair in Iraq, abbiamo realizzato  importanti scoperte in Angola, Venezuela e Mare del Nord e siamo entrati in Togo e nella Repubblica Democratica del Congo, nuovi paesi ad elevato potenziale. Continuiamo a investire per la crescita in particolare nel settore E&P. Per il 2010 mi aspetto un significativo miglioramento degli utili.‘

(1) Il presente comunicato stampa costituisce il resoconto intermedio di gestione previsto dall’art. 154-ter del Testo Unico della Finanza.
(2) Con esclusione dell’impatto dell’aggiornamento del coefficiente di conversione del gas naturale. Per ulteriori informazioni vedi pag. 6.

Highlight finanziari

III trim. 2009	II trim. 2010	III trim. 2010	Var. % III trim. 10 vs 09	RISULTATI ECONOMICI (€ milioni)		Nove Mesi
						2009	2010	Var. %
3.217	4.305	4.084	27,0	Utile operativo		9.589	13.236	38,0
3.117	4.128	4.106	31,7	Utile operativo adjusted (a)		9.420	12.565	33,4
1.240	1.824	1.724	39,0	Utile netto (b)		3.976	5.770	45,1
0,34	0,50	0,48	41,2	- per azione (€) (c)		1,10	1,59	44,5
0,97	1,27	1,24	27,8	- per ADR ($) (c) (d)		3,00	4,18	39,3
1.152	1.625	1.699	47,5	Utile netto adjusted (a) (b)		3.813	5.146	35,0
0,32	0,45	0,47	46,9	- per azione (€) (c)		1,05	1,42	35,2
0,92	1,15	1,21	31,5	- per ADR ($) (c) (d)		2,87	3,74	30,3

(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 è convertito sulla base del cambio medio di periodo rilevato dalla BCE.
(d) Un ADR rappresenta due azioni.

Utile operativo adjusted

Nel terzo trimestre 2010 l’utile operativo adjusted è stato di €4,11 miliardi con un aumento del 31,7% rispetto al terzo trimestre 2009. Nei nove mesi 2010 l’utile operativo adjusted è stato di €12,57 miliardi (+33,4% rispetto ai nove mesi 2009). L’incremento riflette la solida performance del settore Exploration & Production (+34,9% nel trimestre), che ha beneficiato della ripresa del prezzo del petrolio e dell’apprezzamento del dollaro. I settori downstream raffinazione e petrolchimica tornano a generare utile grazie a più favorevoli condizioni di mercato. Questi trend positivi sono stati parzialmente compensati dalla flessione del risultato del settore Gas & Power a causa della significativa riduzione dei margini e delle vendite di gas penalizzati dall’intensificarsi della pressione competitiva.

Utile netto adjusted

Nel terzo trimestre 2010 l’utile netto adjusted di €1,70 miliardi è aumentato del 47,5%. Nei nove mesi 2010 l’utile netto adjusted di €5,15 miliardi è in crescita del 35%. L’incremento riflette il miglioramento della performance operativa in entrambi i reporting period, il maggiore contributo delle società valutate con il metodo del patrimonio netto apprezzabile nel periodo progressivo, nonché il beneficio connesso alla riduzione di 5 punti percentuali del tax rate consolidato nel trimestre (stabile nei nove mesi).

Investimenti tecnici

Nel terzo trimestre 2010 gli investimenti tecnici di €2,85 miliardi (€9,96 miliardi nei nove mesi) 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 terzo trimestre 2010 il flusso di cassa netto da attivita operativa e stato di €2.409 milioni (€11.548 milioni nei nove mesi); gli incassi da dismissioni sono stati di €107 milioni (€902 milioni nei nove mesi). Tali flussi hanno consentito di coprire parte dei fabbisogni finanziari connessi agli investimenti tecnici del periodo di €2.851 milioni (€9.958 milioni nei nove mesi) e al pagamento dei dividendi agli azionisti Eni (€1.811 milioni nel trimestre per l’acconto dividendo 2010; €3.622 milioni nei nove mesi, incluso il saldo dividendo 2009) e agli azionisti di minoranza di altre societa consolidate (€354 milioni nei nove mesi). Al 30 settembre 2010 l’indebitamento finanziario netto ³ ammonta a €25.261 milioni, che rappresenta un incremento di €1.919 milioni rispetto al 30 giugno 2010 e di €2.206 milioni rispetto al 31 dicembre 2009.

(3)Informazioni sulla composizione dell’indebitamento finanziario netto sono fornite a pag. 34.

Indici di performance finanziaria

Il leverage ⁴ – rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto compresi gli interessi di terzi azionisti – a 0,47 al 30 settembre 2010 registra un leggero incremento rispetto allo 0,46 del 31 dicembre 2009. Rispetto alla situazione contabile semestrale, il leverage peggiora in misura evidente (-0,06 punti) a causa, oltre che dell’aumentato indebitamento, del deprezzamento del dollaro rispetto all’euro registrato nei cambi puntuali al 30 giugno e al 30 settembre 2010 pari a una flessione di circa l’11%, che ha comportato una riduzione dell’equity di Gruppo di circa €3,4 miliardi nel periodo considerato.

Il ROACE ⁴ calcolato su base adjusted per i dodici mesi chiusi al 30 settembre 2010 e del 10,6% (10% al 30 settembre 2009).

 

Highlight operativi di scenario

III trim. 2009	II trim. 2010	III trim. 2010	Var. % III trim. 10 vs 09	PRINCIPALI INDICATORI OPERATIVI				Nove mesi
								2009	2010	Var. %
1.678	1.758	1.705	n.m	Produzione di idrocarburi a		(migliaia di boe/giorno)		1.730	1.768	n.m.
1.678	1.732	1.679	0,1	Produzione di idrocarburi al netto dell’aggiornamento del coefficiente di conversione del gas				1.730	1.742	0,7
957	980	948	(0,9)	- Petrolio		(migliaia di barili/giorno)		985	979	(0,6)
117	122	119	1,7	- Gas naturale		(milioni di metri cubi/giorno)		121	124	2,5
22,52	19,19	18,60	(17,4)	Vendite gas mondo		(miliardi di metri cubi)		75,33	68,30	(9,3)
1,40	1,34	1,19	(15,0)	- di cui: vendite E&P in Europa e nel Golfo del Messico				4,35	4,13	(5,1)
9,19	9,61	10,70	16,4	Vendite di energia		(terawattora)		24,54	29,31	19,4
3,16	2,94	3,19	0,9	Vendite di prodotti petroliferi rete Europa		(milioni di tonnellate)		9,02	8,81	(2,3)

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

 

Exploration & Production

Nel terzo trimestre 2010 la produzione di idrocarburi reported è stata di 1,705 milioni di boe/giorno (1,768 milioni di boe/giorno nei nove mesi 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 cioè gli effetti dell’aggiornamento del coefficiente di conversione del gas, la produzione evidenzia un trend stabile nel confronto trimestre su trimestre ed in crescita dello 0,7% nel confronto con i nove mesi del 2009. La performance produttiva è stata sostenuta dalla crescita organica in Nigeria, Congo e Italia, dal contributo degli avvii dell’anno e delle regimazioni di quelli effettuati nel 2009. In negativo hanno pesato l’impatto delle fermate programmate in Kazakhstan e Libia, nonché i declini delle produzioni mature, in particolare nel Mare del Nord. L’effetto positivo dei minori tagli OPEC ha assorbito i minori entitlement nei PSA dovuti all’aumento del prezzo del petrolio e i minori ritiri di gas in Libia a causa dell’oversupply nel mercato europeo.

Gas & Power

In un contesto di intensa pressione competitiva sia nel mercato domestico sia nei mercati europei, le vendite di gas del terzo trimestre 2010 hanno registrato una flessione del 17,4% rispetto al terzo trimestre 2009 a 18,60 miliardi di metri cubi. Nei primi nove mesi del 2010 la flessione è stata del 9,3% (68,30 miliardi di metri cubi). Il mercato Italia ha accusato la contrazione piu rilevante (in termini assoluti -2,32 e -6,29 miliardi di metri cubi, pari a -26% e -20,9%, rispettivamente nel trimestre e nei nove mesi) che ha riguardato tutti i segmenti di utilizzo. Le vendite nei mercati europei del terzo trimestre sono diminuite dell’11,2% principalmente in Belgio, Turchia e Ungheria. Nei nove mesi le vendite nei mercati europei sono stabili.

Refining & Marketing

I margini di raffinazione permangono su livelli storicamente depressi a causa dei deboli fondamentali dell’industria (domanda stagnante, eccesso di capacita, elevati livelli delle scorte) che non consentono di recuperare nei prezzi di vendita dei prodotti il costo della carica. Nel terzo trimestre 2010 il margine indicatore Brent e stato di 2,09 $/barile (-0,25 $/barile rispetto al terzo trimestre 2009, pari al -10,7%; -1,13 $/barile nei nove mesi, pari a -30,1%). I margini realizzati da Eni nello stesso periodo sono stati favoriti rispetto al benchmark di mercato da una modesta riapertura del differenziale di quotazione tra greggi leggeri e pesanti nell’area del Mediterraneo, dalla ripresa dello spread di valorizzazione delle produzioni delle raffinerie inland rispetto a quelle export (premio posizionamento), nonché dall’apprezzamento del dollaro rispetto all’euro.
Nel terzo trimestre 2010 le vendite di prodotti petroliferi nel mercato rete Italia hanno registrato una flessione del 3,4% (-4,6% nei nove mesi) a causa del calo dei consumi e dell’accresciuta pressione competitiva che ha determinato una contrazione di circa 1 punto percentuale della quota di mercato (30,7% nel terzo trimestre 2010). Le vendite nei mercati europei hanno seguito un trend positivo (+13,8% e +4,4% rispettivamente nel terzo trimestre e nei nove mesi) beneficiando nel trimestre dell’acquisizione di una rete di stazioni di servizio in Austria e altri incrementi in alcuni Paesi dell’est europeo.

(4)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. 35.

Cambio euro/dollaro USA

I risultati del terzo trimestre e dei nove mesi sono stati favoriti dal deprezzamento del cambio euro/dollaro (-9,8% nel trimestre; -3,6% nei nove mesi).

Sviluppi di business

Avvio del progetto Zubair in Iraq
Sono stati realizzati in linea con gli impegni contrattuali tutti i necessari achievement del progetto del giacimento giant Zubair in Iraq che consentiranno l’iscrizione della produzione di competenza nell’anno 2010. Eni con una quota di partecipazione del 32,8% e capofila del consorzio che sviluppera il giacimento per il periodo di 20 anni con target produttivo di 1,2 milioni di barili/giorno entro i prossimi sei anni.

Altri avvii produttivi
Tra i principali avvii produttivi conseguiti nel terzo trimestre si segnalano Arcadia 1 e Tuna in Egitto e Morvin in Norvegia che portano ad 8 gli avvii conseguiti fino a oggi rispetto ai 12 pianificati per l’intero 2010.

Acquisizione di asset esplorativi nella Repubblica Democratica del Congo
Il 16 agosto 2010 Eni ha stipulato con la societa britannica Surestream Petroleum l’accordo per l’acquisizione della quota del 55% e il ruolo di operatore nel blocco esplorativo onshore Ndunda, nella Repubblica Democratica del Congo. L’operazione che ha ottenuto la ratifica delle competenti autorita, implementa il framework agreement firmato da Eni con la Repubblica Democratica del Congo nell’agosto 2009 per la cooperazione e la valorizzazione delle risorse petrolifere del Paese.

Attivita esplorativa
Nel terzo trimestre i principali successi esplorativi sono stati ottenuti in Venezuela con il pozzo di appraisal Perla 3 (Eni 50%), Angola con i pozzi Cabaca South East-2 e Mpungi 2 nel Blocco offshore 15/06 (Eni operatore con il 35%) e Regno Unito con l’appraisal di Culzean 2. 

Sviluppi nell’area Hewett
Nell’ambito del progetto di sviluppo dello stoccaggio offshore di gas nell’area Hewett nel Mare del Nord, nell’ottobre 2010, Eni ha ottenuto dalle competenti autorita britanniche le necessarie autorizzazioni all’utilizzo del giacimento Deborah come sito di stoccaggio, e la licenza per lo stoccaggio di gas. La Final Investment Decision del progetto è attesa nel primo trimestre del 2011.

Cessione della Societa Padana Energia
Nell’ambito del processo di ottimizzazione del portafoglio upstream, il 19 ottobre 2010 è stata perfezionata la cessione a Gas Plus del 100% di Padana Energia, società titolare di permessi di esplorazione, sviluppo e produzione nel Nord Italia. Il corrispettivo dell’operazione è stato di €179 milioni, con un’eventuale integrazione fino a €25 milioni in relazione al conseguimento di certi target produttivi degli asset in sviluppo. Ulteriori integrazioni di prezzo sono previste in relazione all’accertamento del potenziale esplorativo degli asset ceduti. Inoltre l’accordo prevede un’opzione di acquisto a favore di Gas Plus esercitabile entro il 30 novembre 2010 del 100% del capitale di Adriatica Idrocarburi, società che possiede titoli minerari nel Centro Italia.

Procedimento antitrust europeo nel settore del gas
Il 29 settembre 2010 la Commissione Europea ha adottato una decisione con cui ha accettato certi impegni strutturali presentati da Eni per chiudere senza accertamento dell’illecito e, quindi, senza sanzioni la procedura della Commissione avente ad oggetto asseriti comportamenti anticoncorrenziali nel mercato europeo del gas relativi al presunto ingiustificato rifiuto di accesso alle infrastrutture di trasporto TAG (Austria) e TENP/Transitgas (Germania/Svizzera), interconnesse al sistema italiano di trasporto. Gli impegni presentati da Eni e resi vincolanti dalla decisione della Commissione riguardano la dismissione delle partecipazioni possedute da Eni nelle società concernenti il gasdotto tedesco TENP, quello svizzero Transitgas e quello austriaco TAG. Con riferimento a quest’ultimo, in virtù della valenza strategica dello stesso, si prevede che il trasferimento della relativa partecipazione debba avvenire nei confronti di un soggetto controllato dallo Stato Italiano. Eni procederà all’attuazione degli impegni secondo le modalità e la tempistica negli stessi prevista (una versione non confidenziale degli impegni definitivi sara resa pubblica previo assenso della Commissione). Per effetto dell’approvazione da parte della Commissione Europea del piano di dismissione, nella situazione trimestrale al 30 settembre 2010, gli attivi e passivi patrimoniali degli asset oggetto degli impegni strutturali (sette partecipazioni di maggioranza o minoritarie nelle societa carrier e nelle pipeline owner) sono stati classificati nelle “attività destinate alla vendita‘.

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 77 $/barile. 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 77 $/barile, lo stesso livello di tagli Opec dei nove mesi 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, particolarmente in Italia, parzialmente compensata dalla ripresa della domanda gas in Europa e dall’effetto delle azioni di integrazione commerciale con Distrigas;
• Business regolati: la performance dei business regolati Italia beneficerà della redditività 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 linea al 2009 (34,55 milioni di tonnellate nel 2009) in relazione all’incremento del tasso di utilizzo degli impianti Eni e all’entrata in esercizio dell’hydrocracker di Taranto che hanno più che compensato la cessazione del contratto di lavorazione presso raffinerie di terzi;
• Vendite di prodotti petroliferi rete in Italia e resto d’Europa: sono previste in flessione rispetto al 2009 (12,02 milioni di tonnellate nel 2009) in un quadro di consumi stagnanti. Sono in fase di implementazione iniziative di marketing per sostenere le vendite e i margini sul mercato italiano e lo sviluppo nel resto d’Europa;
• Ingegneria & Costruzioni: conferma la solidità 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. Le cessioni delle partecipazioni nei gasdotti europei Tag, Tenp e Transitgas per le quali sono attualmente in corso le relative istruttorie finanziarie, legali e tecniche, si prevede possano essere completate entro la prima meta del 2011. Il leverage previsto alla fine dell’esercizio è atteso confermarsi sul livello di fine 2009 grazie alle azioni gestionali identificate ed in parte già attuate nel corso dell’anno.

 

Il presente comunicato stampa relativo ai risultati consolidati del terzo trimestre 2010 e dei nove mesi 2010, non sottoposti a revisione contabile, costituisce il resoconto intermedio sulla gestione previsto dall’art. 154-ter del Testo Unico della Finanza (TUF).
Le informazioni economiche sono fornite con riferimento al terzo trimestre 2010 e ai nove mesi 2010 e al terzo trimestre e ai nove mesi 2009. Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 30 settembre 2010, 30 giugno 2010 e 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 settembre 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 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’attivita 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 “Attivita 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’attivita 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, così 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 1 mc = 0,00636 barili di petrolio (in precedenza 1 mc = 0,00615 barili). L’aggiornamento riflette la modifica della composizione delle proprietà a gas di Eni intervenuta in anni recenti ed è 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 terzo trimestre 2010 e stato di 26.000 boe/giorno; 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 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 dei nove mesi non possono essere estrapolati su base annuale.

 

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Il presente comunicato relativo ai risultati consolidati del terzo trimestre e dei nove mesi 2010 (non sottoposti a revisione contabile) e disponibile sul sito internet Eni all’indirizzo eni.com .