Roma, 27 ottobre 2011 - Il Consiglio di Amministrazione di Eni ha esaminato oggi i risultati consolidati del terzo trimestre e dei nove mesi del 20111 (non sottoposti a revisione contabile).
Highlight finanziari
Highlight operativi
Paolo Scaroni, Amministratore Delegato, ha commentato:
“Nel trimestre Eni ha conseguito risultati eccellenti. Sono molto soddisfatto del rapido riavvio della produzione in Libia e della riapertura del GreenStream. Abbiamo rafforzato il nostro portafoglio grazie alla firma degli accordi con Gazprom che danno il via al nostro upstream in Siberia e ai ripetuti successi della nostra esplorazione. In Mozambico, poi, abbiamo effettuato la più grande scoperta di idrocarburi della nostra storia.”
(1) Il presente comunicato stampa costituisce il resoconto intermedio di gestione previsto dall’art. 154-ter del Testo Unico della Finanza.
| III trim. 2010 | II trim. 2011 | III trim. 2011 | Var. % III trim. 11 vs 10 | Risultati economici | (€ milioni) | Nove mesi | Var. % | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2010 | 2011 | |||||||
| 4.084 | 3.810 | 4.504 | 10,3 | Utile operativo |
| 13.236 | 13.952 | 5,4 |
| 4.106 | 4.003 | 4.613 | 12,3 | Utile operativo adjusted (a) |
| 12.565 | 13.715 | 9,2 |
| 1.724 | 1.254 | 1.770 | 2,7 | Utile netto(b) |
| 5.770 | 5.571 | (3,4) |
| 0,48 | 0,35 | 0,49 | 2,1 | - per azione (€) (c) |
| 1,59 | 1,54 | (3,1) |
| 1,24 | 1,01 | 1,38 | 11,3 | - per ADR ($) (c) (d) |
| 4,18 | 4,33 | 3,6 |
| 1.678 | 1.436 | 1.795 | 7,0 | Utile netto adjusted (a) (b) |
| 5.167 | 5.429 | 5,1 |
| 0,46 | 0,40 | 0,50 | 8,7 | - per azione (€) (c) |
| 1,43 | 1,50 | 4,9 |
| 1,19 | 1,15 | 1,41 | 18,5 | - per ADR ($) (c) (d) |
| 3,76 | 4,22 | 12,2 |
(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 2011 l’utile operativo adjusted è stato di €4,61 miliardi con un incremento del 12,3% rispetto al terzo trimestre 2010. Il principale driver è stata la migliore performance del settore Exploration & Production (+19,3%) trainata dallo scenario petrolifero che ha più che compensato gli effetti economici della perdita di produzione in Libia. Altri incrementi di risultato sono stati ottenuti dai settori Ingegneria & Costruzioni (+5,4%) sostenuto dalla crescita del volume di affari e dalla migliore redditività delle commesse e Refining & Marketing (+85,7%) per la leggera ripresa congiunturale dello scenario di raffinazione. Tali fattori positivi sono stati attenuati dall’andamento negativo del settore Gas & Power (-21,1%) dovuto alla forte pressione competitiva alimentata dall’eccesso di offerta e dalla debolezza della domanda che ha penalizzato i margini unitari di commercializzazione. Il risultato adjusted di Gas & Power non tiene conto dei possibili effetti delle rinegoziazioni in corso dei contratti di lungo termine la cui decorrenza economica in caso di esito positivo potrebbe essere anteriore al 30 settembre. Anche la Petrolchimica ha registrato un netto peggioramento della gestione a causa dell’elevato costo della carica petrolifera non trasferito nei prezzi finali dei prodotti.
I nove mesi 2011 evidenziano un incremento del 9,2% dell’utile operativo adjusted di Gruppo a €13,71 miliardi dovuto al positivo andamento dei settori Exploration & Production e, in misura minore, Ingegneria & Costruzioni, i cui benefici sono stati attenuati dalla flessione dei settori downstream gas, raffinazione e petrolchimica.
Utile netto adjusted
Nel terzo trimestre 2011 l’utile netto adjusted è stato di €1,79 miliardi con un incremento del 7% rispetto al terzo trimestre 2010. Il miglioramento della performance operativa è stato parzialmente assorbito dall’incremento degli oneri finanziari netti (-€508 milioni) correlato alla variazione negativa del fair value di strumenti derivati su tassi e cambi privi dei requisiti formali per essere qualificati come hedges, e dall’incremento di circa sette punti percentuali del tax rate consolidato dovuto alla maggiore incidenza dell’imponibile generato dal settore Exploration & Production e alle recenti modifiche al regime fiscale delle imprese italiane con l’aumento di 4 punti percentuali della maggiorazione IRES ora del 10,5% sul reddito imponibile delle imprese del settore energia (c.d. Robin Tax) e l’estensione dell’ambito di applicazione della stessa Robin Tax alle società di trasporto e distribuzione del gas naturale con efficacia dal 1° gennaio 2011.
L’utile netto adjusted dei nove mesi 2011 è stato di €5,43 miliardi (+5,1% rispetto ai nove mesi 2010) per effetto degli stessi fenomeni commentati nei risultati del trimestre.
Investimenti tecnici
Nel terzo trimestre 2011 gli investimenti tecnici di €2.929 milioni (€9.544 milioni 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 2011 il flusso di cassa netto da attività operativa è stato di €2.609 milioni (€11.205 milioni nei nove mesi). Gli incassi da dismissioni sono stati di €231 milioni riferibili principalmente alla cessione delle attività di distribuzione gas in Brasile. Tali flussi hanno consentito di coprire parte dei fabbisogni finanziari connessi agli investimenti tecnici del periodo e al pagamento dell’acconto dividendo 2011 agli azionisti Eni (€1.884 milioni).
Al 30 settembre 2011 l’indebitamento finanziario netto2 ammonta a €28.273 milioni, che rappresenta un incremento di €2.154 milioni rispetto al 31 dicembre 2010 e di €2.295 milioni rispetto al 30 giugno 2011.
Indici di performance finanziaria
Il ROACE 3 calcolato su base adjusted per i dodici mesi chiusi al 30 settembre 2011 è del 10,4% (10,6% al 30 settembre 2010).
Il leverage3- rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto comprese le interessenze di terzi – è pari a 0,49 al 30 settembre 2011, in aumento rispetto al 31 dicembre 2010 (0,47). Sull’indicatore hanno inciso in positivo l’utile netto di periodo e, nel confronto con la situazione al 30 giugno 2011, la riduzione delle riserve negative di conversione, in negativo l’incremento dell’indebitamento finanziario netto e la distribuzione dei dividendi.
III trim. | II trim. | III trim. | Var. % III trim. | Nove mesi | Var. % | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
2010 | 2011 | |||||||||
| 1.705 | 1.489 | 1.473 | (13,6) | Produzione di idrocarburi | (migliaia di boe/giorno) | 1.768 | 1.548 | (12,4) | ||
| 948 | 793 | 793 | (16,4) | - Petrolio | (migliaia di barili/giorno) | 979 | 828 | (15,4) | ||
| 119 | 110 | 107 | (10,1) | - Gas naturale | (milioni di metri cubi/giorno) | 124 | 113 | (8,9) | ||
| 18,60 | 21,00 | 17,96 | (3,4) | Vendite gas mondo | (miliardi di metri cubi) | 68,30 | 71,29 | 4,4 | ||
| 10,70 | 9,66 | 9,55 | (10,7) | Vendite di energia elettrica | (terawattora) | 29,31 | 28,89 | (1,4) | ||
| 3,19 | 2,90 | 3,03 | (5,0) | Vendite di prodotti petroliferi rete Europa | (milioni di tonnellate) | 8,81 | 8,57 | (2,7) | ||
Exploration & Production
Nel terzo trimestre 2011 la produzione d’idrocarburi di 1,473 milioni di boe/giorno ha evidenziato una flessione del 13,6% rispetto al terzo trimestre 2010 a causa della perdita di output libico per effetto della sospensione delle attività produttive nel Paese, ad eccezione del giacimento di Wafa per la fornitura di gas destinato alla produzione locale di energia elettrica. A fine settembre è avvenuto il riavvio del giacimento Abu Attifel. La performance è stata penalizzata anche dai minori entitlement nei contratti di Production Sharing Agreement (PSA) e altri schemi similari per effetto della crescita delle quotazioni del petrolio con un impatto negativo stimato in circa -37 mila barili/giorno nel terzo trimestre 2011 (circa -35 mila barili/giorno rispetto ai nove mesi 2010), oltre che dalla citata forza maggiore in Libia stimata in circa -200 mila boe/giorno (-180 mila boe/giorno l’impatto nei nove mesi 2011). Al netto di tali effetti la produzione del trimestre è in linea (-0,8% nei nove mesi) sostenuta dalla crescita registrata in Norvegia, Italia ed Egitto.
Gas & Power
Nel terzo trimestre 2011 le vendite di gas sono state di 17,96 miliardi di metri cubi con una riduzione del 3,4% rispetto al terzo trimestre 2010 che riflette la pesante flessione dei ritiri da parte degli importatori in Italia (-70,1%) a causa dell’indisponibilità del gas libico. In calo anche i volumi venduti nel mercato domestico (-0,31 miliardi di metri cubi, pari al -4,7%) per effetto delle minori vendite al PSV e della contrazione dei consumi termoelettrici. Questi trend negativi sono stati parzialmente assorbiti dalla migliore performance dei mercati europei (+2,7%) trainata dalla crescita principalmente in Turchia e dalle vendite GNL in Sud America e Giappone. Nei nove mesi le vendite di gas evidenziano un incremento del 4,4% per effetto della riconquista di clienti e quota di mercato in Italia, nonché della crescita organica registrata nei mercati europei che hanno più che compensato i minori ritiri degli importatori in Italia.
(2) Informazioni sulla composizione dell’indebitamento finanziario netto sono fornite a pag. 34.
(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. 35 e pag. 34.
Refining & Marketing
Nel terzo trimestre 2011 i margini di raffinazione nell’area del Mediterraneo hanno registrato una lieve ripresa (il margine indicatore TRC Brent a 2,9 dollari/barile +37,3% rispetto al terzo trimestre 2010; -27,8% vs. nove mesi 2010), invertendo il trend degli ultimi trimestri, pur rimanendo su livelli non remunerativi in un quadro di estrema volatilità. Il trend in aumento dello spread tra prodotti pregiati e olio combustibile ha sostenuto la redditività delle raffinerie a elevata conversione del sistema Eni. Il beneficio di tali andamenti è stato parzialmente assorbito dall’incremento del costo delle utility energetiche di raffineria indicizzate al costo del greggio.
Nel terzo trimestre 2011 le vendite di prodotti petroliferi nel mercato rete Italia hanno registrato una flessione del 2,2% (-2,3% nei nove mesi), inferiore al corrispondente calo dei consumi. La quota di mercato media del periodo risulta di conseguenza, del 31,2%, in aumento di 0,5 punti percentuali rispetto allo stesso periodo del 2010. Le vendite rete nei mercati europei hanno risentito nel trimestre del calo dei consumi e della pressione competitiva (-12,1% nel trimestre; -3,8% nei nove mesi) con flessioni in Austria, Germania, Francia e Paesi dell’Est Europa.
Cambio euro/dollaro USA
I risultati del terzo trimestre e dei nove mesi 2011 sono stati penalizzati dall’apprezzamento del cambio euro/dollaro (+9,5% nel trimestre; +6,9% nei nove mesi).
Lo scenario in Libia si va progressivamente stabilizzando. Nel corso dei mesi di agosto e settembre Eni e il Consiglio Nazionale Transitorio libico (CNT) hanno stabilito ripetuti contatti con l’obiettivo comune di identificare le condizioni per una celere e completa ripresa delle attività di Eni nel Paese e di porre in essere quanto necessario per il riavvio del gasdotto GreenStream, che trasporta gas dalla costa libica a quella italiana. Sulla base di tali contatti, è stato definito il recovery plan e sono iniziate le attività presso le varie installazioni produttive in stretta collaborazione con il management della compagnia di Stato libica NOC. Il primo giacimento che è tornato a produrre è Abu Attifel; gli uffici Eni di Tripoli sono stati riaperti. Le operazioni di ripristino del gasdotto GreenStream stanno progredendo con l’obiettivo di riavviare gradualmente le esportazioni. Considerando che le strutture produttive e di trasporto non hanno subito danneggiamenti, il management prevede il pieno recupero del plateau produttivo di petrolio ante-crisi nei prossimi dodici mesi; il ramp-up dei volumi di gas richiederà un tempo inferiore, stimato in pochi mesi. Eni e le controparti libiche hanno ribadito l’efficacia degli accordi petroliferi in essere.
Indonesia
Eni, nell’ambito del primo Bid Round internazionale lanciato in Indonesia nel 2011, in qualità di operatore di un consorzio di compagnie petrolifere internazionali ha ottenuto l’assegnazione del blocco North Ganal, situato offshore al largo di East Kalimantan. Il PSC (Production Sharing Contract), di cui Eni sarà operatore, sarà firmato entro l’anno. Il blocco North Ganal si estende per 2.432 chilometri quadrati all’interno del bacino di Kutei, un’area molto prolifica dal punto di vista della presenza d’idrocarburi. Il programma esplorativo contrattuale prevede l’esecuzione di un rilievo sismico 2D su 200 chilometri e la perforazione di un pozzo durante i primi tre anni della fase esplorativa.
Mare del Nord
Nel settembre 2011 Eni ha firmato un accordo preliminare con GDF SUEZ per l’acquisto di un interest del 10,4% nel giacimento Elgin/Franklin al quale già partecipa con il 21,8%. L’acquisizione per la quale Eni ha offerto a GDF SUEZ un prezzo di €590 milioni rappresenta un naturale sviluppo del portafoglio Eni nell’area e consente di realizzare un maggiore livello produttivo attraverso lo sfruttamento di giacimenti conosciuti. Il closing dell’operazione è soggetto ad alcune condizioni sospensive tra le quali la rinuncia da parte delle altre compagnie petrolifere al diritto di prelazione sulla quota ceduta da GDF SUEZ.
Brasile
Nel luglio 2011, con l’approvazione delle competenti autorità brasiliane, è stata perfezionata la cessione della partecipazione totalitaria nella società Gas Brasiliano Distribuidora, che distribuisce e commercializza gas naturale in Brasile, a Petrobras Gàs, compagnia interamente controllata da Petróleo Brasileiro (“Petrobras”). Il corrispettivo della cessione ammonta a $271 milioni.
Belgio
Nel luglio 2011 Eni ha firmato un accordo con NV Nuon Energy per l’acquisizione della controllata Nuon Belgium NV, che commercializza gas ed energia elettrica ai segmenti industriale e residenziale in Belgio. Il perfezionamento dell’accordo è soggetto all’approvazione delle competenti autorità. L’esborso previsto ammonta a circa €210 milioni.
Accordi con Gazprom
Nel settembre 2011 Eni e Gazprom nell’ambito della partnership strategica hanno concordato una serie di sviluppi in iniziative industriali di comune interesse:
- Progetto South Stream
Sono stati definiti i termini per l’ingresso nel progetto degli operatori gas Wintershall ed EDF ciascuno con una quota del 15%.
- Giacimento di petrolio Elephant in Libia
Gazprom ha confermato l’interesse ad acquisire il 50% della quota posseduta da Eni (33,3%) nel consorzio per lo sviluppo del giacimento libico Elephant, situato nella zona desertica Sud-occidentale del Paese a 800 chilometri da Tripoli, in grado di produrre oltre 100 mila barili/giorno.
- Progetti gas in Siberia
è stato firmato il contratto che sancisce l’impegno di Gazprom ad acquistare il gas prodotto dal giacimento Samburgskoye, detenuto dalla joint venture Severenergia (Eni 29,4%). Tale accordo ha consentito di approvare la Final Investment Decision per lo sviluppo del giacimento. Lo start-up è atteso nel 2012.
Attività esplorativa
Nel terzo trimestre si evidenziano i principali successi esplorativi:
(i) a gas e condensati con la scoperta di Lira (Eni operatore 35%), situata nel blocco 15/06, nell’offshore angolano;
(ii) a gas di Jangkrik Nord Est nel blocco Muara Bakau (Eni operatore 55%) nell’offshore indonesiano;
(iii) a gas con la scoperta giant di Mamba South 1 nell’Area 4 (Eni operatore 70%), bacino di Rovuma, dell’offshore settentrionale del Mozambico. Il pozzo esplorativo ha incontrato in due fasi successive un accumulo di gas che si stima possa contenere un potenziale fino a 637,5 miliardi di metri cubi di volumi in place. Sulla base di tali risultati, il bacino di Rovuma si configura come una nuova provincia a gas mondiale e la scoperta come la più importante mai realizzata da Eni come operatore.
Avvii produttivi
In linea con i piani produttivi sono stati avviati i seguenti principali giacimenti:
(i) Denise B (Eni 50%) nel Delta del Nilo in Egitto, seconda fase di sviluppo del giacimento omonimo. La produzione iniziale è pari a circa 7 mila boe/giorno;
(ii) Kitan (Eni operatore con il 40%) situato tra Timor Est e l’Australia. La produzione del campo Kitan è realizzata attraverso il completamento di pozzi situati nelle acque profonde collegati ad un impianto FPSO (Floating Production Storage and Offloading) in grado di raggiungere il picco produttivo di circa 40 mila barili/giorno.
Il 22 settembre 2011 Eni ha stipulato l’accordo preliminare di vendita a Fluxys G delle partecipazioni degli asset del trasporto internazionale del gas prodotto in Nord Europa. Si tratta degli interest nelle società proprietarie dei gasdotti Transitgas (Svizzera) e TENP (Germania) interconnessi con il sistema italiano e nelle società titolari dei relativi diritti di trasporto. La cessione prevede il pagamento di un prezzo complessivo di 975 milioni di franchi svizzeri per le partecipazioni nel gasdotto Transitgas e di €60 milioni per le partecipazioni nel gasdotto TENP. L’operazione rientra nell’ambito degli impegni presi nei confronti della Commissione Europea in data 29 settembre 2010 ed è soggetta ad approvazione della stessa; il closing dell’operazione è previsto entro fine anno. Alla conclusione dell’operazione, rimarranno in vigore i contratti di ship-or-pay di Eni.
L’outlook 2011 è influenzato dai segnali di rallentamento della crescita economica che, in particolare nei Paesi OECD, frenano le decisioni di investimento e i consumi. Le quotazioni del petrolio sono attese in un trend solido, lievemente decrescente rispetto alle precedenti previsioni anche per effetto dei progressi avvenuti verso una soluzione della crisi libica. Per le finalità di proiezione economico-finanziaria di breve termine Eni assume un prezzo medio annuo del marker Brent di 111 dollari/barile. È prevista proseguire l’attuale fase depressa del mercato europeo del gas dove la redditività degli operatori è penalizzata dal permanere di spread negativi tra i prezzi spot del gas, che pure evidenziano una certa ripresa rispetto al 2010, e il costo oil-linked dell’approvvigionato nei contratti di lungo termine, in un quadro di eccesso di offerta, crescita debole dei consumi e intensa pressione competitiva. I margini di raffinazione sono attesi permanere su livelli non remunerativi a causa dei fattori di debolezza strutturale dell’industria (domanda stagnante ed eccesso di capacità) e dell’elevato costo della carica e delle utility energetiche. Le previsioni del management sull’andamento nel 2011 delle produzioni e delle vendite dei principali settori di attività sono le seguenti:
Nel 2011 sono previsti investimenti tecnici sostanzialmente in linea con il 2010 (€13,87 miliardi nel 2010) e riguarderanno principalmente lo sviluppo dei giacimenti giant e le aree dove sono programmati importanti avvii della Divisione Exploration & Production, interventi di upgrading delle raffinerie relativi in particolare alla realizzazione del progetto EST, il completamento del programma di rinnovo della flotta di mezzi navali di costruzione e perforazione, nonché il potenziamento delle infrastrutture di trasporto del gas naturale. Le operazioni di portafoglio comporteranno un esborso di circa €0,8 miliardi. Il leverage previsto alla fine dell’esercizio è atteso in riduzione rispetto al livello 2010 sulla base dello scenario di prezzo del Brent a 111 dollari/barile, delle dismissioni in fase di finalizzazione e delle rinegoziazioni in corso dei contratti di approvvigionamento gas.
Il presente comunicato stampa relativo ai risultati consolidati del terzo trimestre 2011 e dei nove mesi 2011, non sottoposti a revisione contabile, costituisce il resoconto intermedio di gestione previsto dall’art. 154-ter del Testo Unico della Finanza (TUF). Le informazioni economiche sono fornite con riferimento al terzo e al secondo trimestre 2011 e ai nove mesi 2011 e al terzo trimestre e ai nove mesi 2010. Le informazioni dei flussi di cassa sono presentate con riferimento agli stessi periodi. Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 30 settembre 2011, 30 giugno 2011 e 31 dicembre 2010.
La forma dei prospetti contabili corrisponde a quella dei prospetti presentati nella Relazione finanziaria semestrale consolidata e nella Relazione finanziaria annuale consolidata. 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 2011 sono quelli adottati per la redazione della Relazione finanziaria annuale consolidata 2010, per la cui descrizione si fa rinvio.
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.
Numero verde azionisti (dall’Italia): 800940924
Numero verde azionisti (dall’estero): +80011223456
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