PRICE SENSITIVE
Finanza, Risultati e Piano Strategico

Eni annuncia i risultati del primo trimestre 2012

27 aprile 2012 - 8:00 AM CEST
 

Highlight finanziari

  • Utile operativo adjusted: €6,45 miliardi (+27%)
  • Utile netto adjusted: €2,48 miliardi (+13%)
  • Utile netto: €3,62 miliardi (+42%)
  • Cash flow: €4,19 miliardi


Highlight operativi

  • Produzione di idrocarburi: 1,674 milioni di boe/giorno -0,6%; +0,2% escludendo l’effetto prezzo
  • Vendite di gas: 30,61 miliardi di metri cubi -5,3% a causa dalla debolezza della domanda
  • Nuovo e importante successo esplorativo in Mozambico con la scoperta Mamba Nord Est 1
  • Accordo strategico con Rosneft nell'upstream russo del Mare di Barents e del Mar Nero
  • Avviata la produzione del giant Samburgskoye in Siberia
  • Raggiunto l’accordo con Gazprom per la revisione dei contratti di fornitura gas
  • Definiti gli accordi per l’avvio della dismissione di Galp Energia
  • Firmato in Cina un contratto per l’esplorazione di uno dei bacini più promettenti dell’offshore del Paese
  • Proseguita con successo la campagna esplorativa nel Mare di Barents


Paolo Scaroni, Amministratore Delegato, ha commentato:
“Nel primo trimestre 2012 Eni ha ottenuto risultati eccellenti grazie alla ripresa produttiva in Libia e all’incremento del prezzo del petrolio, nonostante un mercato difficile per Gas & Power, Refining & Marketing e Chimica. Abbiamo concluso positivamente la rinegoziazione dei contratti con Gazprom. L’attività esplorativa ha continuato a produrre ottimi risultati, con altre importanti scoperte in Mozambico e nuovi successi nel Mare di Barents. Sono molto soddisfatto del recente accordo con Rosneft che marcherà la nostra attività di esplorazione per molti anni rafforzando le nostre prospettive di crescita a lungo termine‘.

Highlight finanziari
IV trim. 2011Risultati economici(€ milioni)I trim.Var. %
20112012

3.483

Utile operativo

 

5.638

6.834

21,2

4.259

Utile operativo adjusted (a)

 

5.099

6.452

26,5

1.289

Utile netto (b)

 

2.547

3.617

42,0

0,36

- per azione (€)(c)

 

0,70

1,00

42,9

0,97

- per ADR ($) (c) (d)

 

1,91

2,62

37,2

1.540

Utile netto adjusted (a) (b)

 

2.198

2.480

12,8

0,43

- per azione (€) (c)

 

0,61

0,68

11,5

1,16

- per ADR ($) (c) (d)

 

1,67

1,78

6,6


(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 21.
(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 (American Depositary Receipt) rappresenta due azioni.

Utile operativo adjusted
Nel primo trimestre 2012, Eni ha conseguito l’utile operativo adjusted di €6,45 miliardi con un aumento del 26,5% rispetto al primo trimestre 2011 per effetto del miglioramento di performance della divisione Exploration & Production (+23,8%), trainata dal robusto andamento del prezzo del petrolio e dalla ripresa delle attività in Libia. L’incremento registrato dalla divisione Gas & Power (+57%) è dovuto all’attività Mercato il cui consistente aumento di risultato riflette i benefici economici delle rinegoziazioni dei contratti di approvvigionamento gas, alcune delle quali con efficacia economica retroattiva dall’inizio del 2011, e il miglioramento del paniere di acquisto per effetto della ripresa delle forniture libiche. Tali benefici sono stati parzialmente compensati dalla debole dinamica della domanda in Italia e in Europa e dalla forte pressione competitiva che ha compresso i margini unitari.
La divisione Refining & Marketing e la Chimica hanno registrato maggiori perdite operative a causa degli elevati costi della materia prima petrolifera non trasferiti nei prezzi finali di vendita, la cui dinamica è stata frenata dalla debolezza della domanda nei rispettivi mercati di sbocco.

Utile netto adjusted
L’utile netto adjusted di €2,48 miliardi è aumentato del 12,8% per effetto del miglioramento della performance operativa parzialmente compensato dai maggiori oneri finanziari (-€207 milioni) e dall’incremento di circa 6 punti percentuali del tax rate consolidato. Quest’ultimo riflette il maggior contributo del settore Exploration & Production, soggetto a più elevate aliquote fiscali, e l’incremento delle imposte correnti delle imprese italiane dovuto al mutato regime fiscale varato con la manovra finanziaria dell’agosto 2011, che ha stabilito l’aumento di 4 punti percentuali (al 10,5%) della maggiorazione IRES 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.

Investimenti tecnici
Gli investimenti tecnici di €2,87 miliardi 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. Nel trimestre sono stati sostenuti €0,25 miliardi di investimenti finanziari riferiti principalmente all'acquisizione di Nuon Belgium e le attività in joint venture.

Cash flow
Il flusso di cassa netto da attività operativa di €4,19 miliardi ha consentito di coprire i fabbisogni finanziari connessi agli investimenti tecnici e finanziari, e di ridurre l’indebitamento finanziario netto2 di €0,61 miliardi rispetto a fine 2011 a €27,43 miliardi. Il flusso di cassa netto da attività operativa ha beneficiato di un maggiore volume di crediti commerciali ceduti in factoring con scadenza successiva alla chiusura del periodo contabile (+€329 milioni).

Indici di performance finanziaria
Il leverage3 – rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto comprese le interessenze di terzi – è pari allo 0,43 al 31 marzo 2012 (0,46 al 31 dicembre 2011).
Il ROACE3 calcolato su base adjusted per i dodici mesi chiusi al 31 marzo 2012 è del 10% (11,4% per i dodici mesi chiusi al 31 marzo 2011).

(1) Il presente comunicato stampa costituisce il resoconto intermedio di gestione previsto dall’art. 154-ter del Testo Unico della Finanza.
(2) Informazioni sulla composizione dell’indebitamento finanziario netto sono fornite a pag. 28.
(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. 28 e pag. 29.

Highlight finanziari
IV trim. 2011PRINCIPALI INDICATORI OPERATIVII trim.Var. %
20112012

1.678

Produzione di idrocarburi

(migliaia di boe/giorno)

1.684

1.674

(0,6)

896

- Petrolio

(migliaia di barili/giorno)

899

867

(3,6)

123

- Gas naturale

(milioni di metri cubi/giorno)

123

127

3,3

25,47

Vendite gas mondo

(miliardi di metri cubi)

32,33

30,61

(5,3)

11,39

Vendite di energia elettrica

(terawattora)

9,68

12,29

27,0

2,80

Vendite di prodotti petroliferi rete Europa

(milioni di tonnellate)

2,64

2,53

(4,2)

 

Exploration & Production
Nel primo trimestre 2012 la produzione di idrocarburi è stata di 1,674 milioni di boe/giorno, con una lieve flessione rispetto al primo trimestre 2011 (-10 mila boe/giorno, pari allo 0,6%) su cui hanno influito i minori entitlement nei Production Sharing Agreement (PSA) e altri schemi similari per effetto dell’aumento delle quotazioni del petrolio (con un impatto negativo stimato in circa -14 mila boe/giorno). Al netto dell’effetto prezzo, la produzione evidenzia una leggera crescita (+0,2% rispetto al primo trimestre 2011) sostenuta dalla ripresa delle attività in Libia e dagli avvii/entrata a regime di nuovi giacimenti in Australia, Egitto ed USA. Questi contributi sono stati attenuati dalla vendita di quote in alcuni asset minori e da limitate perdite di produzione non pianificate.

Gas & Power
Nel primo trimestre 2012 le vendite di gas di 30,61 miliardi di metri cubi hanno registrato una flessione del 5,3% rispetto al primo trimestre 2011 a causa della debolezza della domanda e dell’azione della concorrenza. Le vendite in Italia hanno evidenziato una buona tenuta (+1,4%) per effetto di maggiori volumi spot commercializzati al PSV/borsa e dei maggiori consumi del residenziale dovuti alle rigide condizioni climatiche, parzialmente compensati dalla netta flessione delle vendite ai termoelettrici, penalizzate dalla maggiore competitività del carbone e dalla crescita delle fonti rinnovabili, e al segmento grossista. Le vendite nei mercati europei sono diminuite del 5,5% in particolare nel Benelux e in UK/Nord Europa (vendite all’hub), in parte compensate dalla crescita in Germania/Austria, Turchia e Francia. In sensibile contrazione i ritiri degli importatori in Italia (-57,8%) a causa della cessazione di alcuni contratti di fornitura.

Refining & Marketing
Nel primo trimestre 2012 il margine europeo medio di raffinazione è rimasto su valori non remunerativi, pur evidenziando una certa ripresa rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente (2,92 dollari/barile il margine medio di raffinazione sul Brent nel Mediterraneo, +67,8% rispetto al primo trimestre 2011). Il margine di scenario riflette i deboli fondamentali del settore europeo della raffinazione a causa degli elevati costi della materia prima non trasferiti nei prezzi finali dei prodotti, la cui dinamica è frenata dal calo della domanda di carburanti ed eccesso di capacità. Inoltre i risultati dell’attività di raffinazione Eni hanno continuato a essere penalizzati dalla crescita dei costi delle utility energetiche indicizzati al prezzo oil e dal restringimento del differenziale tra greggi leggeri e pesanti.
Nel primo trimestre 2012, le vendite di prodotti petroliferi nel mercato rete Italia hanno registrato una flessione del 6,7% a causa del calo dei consumi di carburanti; le azioni di marketing hanno consentito di difendere la quota di mercato pari al 30,4% nel primo trimestre 2012, in crescita di 0,4 punti percentuali rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente (30%). Le vendite rete nei mercati europei del primo trimestre 2012 sono cresciute del 2,9% principalmente in Austria, Germania e Svizzera.

Cambio euro/dollaro USA
Nel trimestre il cambio euro/dollaro ha registrato una flessione del 4,1% con un impatto positivo sui risultati del Gruppo.

Sviluppi di business

Mozambico
Nel marzo 2012 è stato conseguito un nuovo, importante successo esplorativo in Mozambico con la scoperta Mamba Nord Est 1 nell’Area 4, che fa seguito a quelle di Mamba Sud e Mamba Nord. Il nuovo pozzo ha consentito di individuare un reservoir mineralizzato a gas che si stima possa contenere almeno 283 miliardi di metri cubi. La scoperta aumenta in misura rilevante il potenziale complessivo dell’Area 4, valutato attualmente in almeno 1.133 miliardi di metri cubi di gas in posto.
Durante il 2012, Eni ha in programma la perforazione di almeno altri 4 pozzi in strutture adiacenti per completare l’accertamento del potenziale addizionale del complesso esplorativo Mamba dell’Area 4.


Accordo con Rosneft
Il 25 aprile 2012, Eni e Rosneft hanno firmato un accordo di cooperazione strategica per l'esplorazione e lo sviluppo di idrocarburi nell'offshore russo del Mare di Barents e del Mar Nero. In base all'accordo saranno costituite joint venture (Eni 33,33%) per le attività nelle licenze Fedynsky e Tsentralno-Barentsevsky, nell'offshore del Mare di Barents e Zapadno-Cernomorsky nell'offshore del Mar Nero, con riserve recuperabili complessive stimate in 36 miliardi di boe.

Accordo con Gazprom
Nel marzo 2012, Eni e Gazprom, nell’ambito della partnership strategica, hanno raggiunto un accordo sulla revisione dei contratti di approvvigionamento di lungo termine del gas russo in Italia. I benefici economici della rinegoziazione sono retroattivi dall’inizio del 2011. Sono stati inoltre definiti i termini per l’avvio della costruzione del gasdotto South Stream e per il conseguimento della Final Investment Decision entro il 2012.

Accordo per la cessione della partecipazione in Galp
Il 29 marzo 2012 Eni e gli altri azionisti di riferimento Amorim Energia e Caixa Geral de Depósitos SA della società portoghese Galp Energia hanno firmato una serie di accordi che emendando il patto parasociale esistente tra i tre soci consentono a Eni di avviare da subito il processo di dismissione della partecipazione del 33,34%.
L’accordo prevede in sintesi:

  1. la cessione ad Amorim Energia del 5% delle azioni Galp in mano Eni entro 150 giorni dalla firma degli accordi al prezzo di €14,25 per azione;
  2. il diritto per Eni di vendere in via autonoma sul mercato fino al 18% delle azioni Galp (con possibilità di un ulteriore 2% in caso di emissione di titoli convertibili);
  3. il verificarsi della vendita del 5% delle azioni Galp in mano Eni (al mercato o ad Amorim) pone termine al patto parasociale vigente;
  4. il riconoscimento ad Amorim di un diritto di preferenza sul residuo 10,34% delle azioni Galp possedute da Eni attraverso la combinazione di una call option a valere sul 5% e di un diritto di prelazione a valere sul restante 5,34% oppure sull’intero 10,34% in caso di mancato esercizio della call option.

 

Cessione partecipazioni in Interconnector
Il 22 febbraio 2012 Snam e Fluxys G hanno firmato un contratto per l'acquisizione da Eni delle partecipazioni del 16,41% in Interconnector (UK) Limited, del 51% in Interconnector Zeebrugge Terminal SCRL e del 10% in Huberator SA, società che gestiscono il gasdotto sottomarino di collegamento bidirezionale tra il Regno Unito (Bacton) e il Belgio (Zeebrugge), la stazione di compressione di Zeebrugge presso l’Interconnector e la piattaforma di trading per l’hub di Zeebrugge.
Il valore complessivo dell’operazione ammonta a circa €150 milioni; il closing è atteso entro la seconda metà del 2012.

Cina
Nell’aprile 2012 Eni e China National Offshore Oil Corporation (CNOOC) hanno firmato un Production Sharing Contract per l’esplorazione del Blocco 30/27 a elevato potenziale esplorativo, situato in una delle zone più promettenti dell’offshore cinese. Eni sarà operatore del progetto con una partecipazione del 100%. In caso di scoperta, CNOOC potrà partecipare al PSC con una quota fino al 51%.

Norvegia
È stata acquisita con il ruolo di operatore la licenza esplorativa PL657 (Eni 80%) nel Mare di Barents, in prossimità del giacimento operato di Goliat (Eni 65%). Lo sviluppo di eventuali scoperte potrà beneficiare della vicinanza delle facility esistenti con riduzione del time-to-market.
Nel primo trimestre l'attività esplorativa è proseguita con esiti positivi nella licenza PL532 (Eni 30%) nel Mare di Barents con la campagna di appraisal del potenziale minerario della scoperta a olio e gas di Skrugard e con la nuova scoperta del giacimento a olio e gas Havis. Le riserve di olio recuperabili nell'intera licenza PL532 sono stimate in circa 500 milioni di barili al 100%. I partner stanno valutando un piano di sviluppo congiunto rapido ed efficiente.

Avvii produttivi
Ad inizio aprile 2012 è stata avviata la produzione del campo Marulk (Eni 20%, operatore) situato nell’offshore norvegese. Il livello produttivo medio atteso nel corso dell’anno è stimato in circa 20 mila boe/giorno (4 mila boe/giorno in quota Eni).
Nello stesso mese di aprile è stata avviata la produzione del giacimento Samburgskoye in Siberia, con un livello produttivo stimato in circa 43 mila boe/giorno (circa 14 mila boe/giorno in quota Eni).

Incidente nel Mare del Nord
Il 25 marzo 2012 si è verificata una fuoriuscita di gas durante lo svolgimento di operazioni di pozzo presso una piattaforma produttiva del giacimento di Elgin/Franklin (Eni 21,87%) localizzato nel Mare del Nord inglese e operato da altra compagnia petrolifera internazionale. Eni ritiene che tale compagnia abbia avviato tutte le misure necessarie per gestire l’incidente. Eni continua a monitorare la situazione per valutare possibili passività che potrebbero derivare dall’accaduto.

Evoluzione prevedibile della gestione

L’outlook 2012 è caratterizzato dai segnali di rallentamento della ripresa economica mondiale, in particolare nell’area euro, e dalla volatilità dei mercati. I prezzi del petrolio resteranno sostenuti dalla robustezza della domanda proveniente da Cina e altre economie emergenti e dai rischi geopolitici, in parte attenuati dal progressivo rientro della produzione libica. Per le finalità di proiezione economico-finanziaria di breve termine Eni assume un prezzo medio annuo del marker Brent di 113 $/barile. Le prospettive del settore del gas sono sfavorevoli. La domanda è attesa debole, penalizzata dallo scarso dinamismo dell’attività produttiva e dalla competizione delle fonti rinnovabili, mentre l’offerta di gas rimane abbondante. In tale scenario la forte pressione competitiva tenderà a comprimere i margini unitari e a ridurre le opportunità di vendita. Il management prevede il permanere di una situazione depressa per il settore europeo della raffinazione. I margini sono attesi su livelli non remunerativi a causa dell’elevato costo della carica, della stagnazione della domanda di carburanti e dell’eccesso di capacità.

Le previsioni del management con riguardo alle principali metriche di produzione e vendita dei business Eni sono le seguenti:
- produzione di idrocarburi: è prevista in crescita rispetto al 2011 (1,58 milioni di boe/giorno il consuntivo 2011) per effetto del progressivo recupero della produzione libica al livello di plateau ante crisi, con piena regimazione nella seconda metà del 2012. Anche escludendo tale significativo evento, la produzione è attesa su di un trend di leggera crescita, sostenuta dagli importanti avvii programmati nelle aree core di Algeria, offshore Angola e del progetto gas in joint venture in Siberia. Tali incrementi saranno parzialmente compensati dai declini delle produzioni mature e dall’impatto della fermata di Elgin Franklin nella sezione britannica del Mare del Nord;
- vendite di gas: sono previste sostanzialmente in linea rispetto al 2011 (96,76 miliardi di metri cubi il dato consuntivo 2011; includono le vendite consolidate, la quota Eni delle joint venture e le vendite upstream in Europa e nel Golfo del Messico). In un quadro di diffusa debolezza della domanda, il management prevede di recuperare volumi e quota di mercato in Italia e di consolidare e sviluppare il segmento retail; all’estero i principali driver di crescita saranno l’espansione nei mercati target di Francia, Germania/Austria e Turchia, oltre al perseguimento di opportunità di vendita di GNL nel Far East. Il conseguimento degli obiettivi di vendita farà leva sui driver di miglioramento della posizione di costo Eni grazie ai benefici delle rinegoziazioni, integrazione degli asset acquisiti in Europa, sviluppo dell’offerta commerciale attraverso una piattaforma multi-Country e l’eccellenza nel servizio. Gli obiettivi di margine industriale saranno sostenuti grazie allo sviluppo delle attività di trading puntando a estrarre valore dagli asset in portafoglio;
- lavorazioni in conto proprio: sono previste confermare i volumi ridotti del 2011 (31,96 milioni di tonnellate il dato consuntivo 2011) a causa dello scenario negativo. Il management ha pianificato le opportune iniziative di ottimizzazione delle lavorazioni agendo su rese, integrazione dei cicli e flessibilità, e di miglioramento di efficienza (costi fissi e di logistica, consumi energetici) per attenuare la volatilità dello scenario e conseguire benefici immediati sul risultato operativo. Anche le attività di trading oil contribuiranno a migliorare l’utile operativo;
- vendite di prodotti petroliferi rete in Italia e resto d’Europa: sono previste in flessione rispetto al 2011 (11,37 milioni di tonnellate il dato consuntivo 2011) a causa della contrazione attesa dei consumi nazionali. In un quadro di maggiore apertura del mercato domestico, il management intende preservare la quota di mercato Italia facendo leva su politiche commerciali in linea con le esigenze dei clienti, la forza del marchio Eni con il completamento del rebranding della rete, l’eccellenza del servizio e lo sviluppo dell’offerta non oil. Nel resto d’Europa la crescita sarà selettiva con volumi nel complesso stabili;
- Ingegneria & Costruzioni: le prospettive reddituali sono positive per effetto del solido posizionamento competitivo del business e della robustezza del portafoglio ordini.

Nel 2012 il management prevede un livello di spending per investimenti sostanzialmente in linea rispetto al 2011 (€13,44 miliardi l’ammontare degli investimenti tecnici e €0,36 miliardi quello di investimenti finanziari del consuntivo 2011). I principali temi del 2012 riguarderanno la prosecuzione dell’esplorazione per accertare il potenziale delle recenti scoperte (Mozambico, Norvegia, Ghana e Indonesia), le aree di crescita della produzione e le attività di ottimizzazione dei giacimenti. Altre iniziative di investimento sono previste per il potenziamento delle reti di trasporto e distribuzione del gas, il completamento del progetto EST nella raffinazione e potenziamenti selettivi nella petrolchimica. Il leverage a fine periodo è previsto in miglioramento rispetto al livello consuntivato nel 2011 assumendo lo scenario di prezzo del Brent a 113 dollari/barile.

Il presente comunicato stampa relativo ai risultati consolidati del primo trimestre 2012, 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 primo trimestre 2012 e al primo e al quarto trimestre 2011. Le informazioni dei flussi di cassa sono presentate con riferimento agli stessi periodi. Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 31 marzo 2012 e al 31 dicembre 2011. 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 31 marzo 2012 sono gli stessi adottati per la redazione della Relazione finanziaria annuale consolidata 2011, 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 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 del trimestre non possono essere estrapolati su base annuale.

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Eni
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Capitale sociale: euro 4.005.358.876 i.v.
Registro Imprese di Roma, c.f. 00484960588
Tel.: +39 0659821 - Fax: +39 0659822141

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Il presente comunicato relativo ai risultati consolidati del quarto trimestre e del preconsuntivo 2011 (non sottoposti a revisione contabile) è disponibile sul sito internet Eni all’indirizzo eni.com


Il testo completo del Comunicato Stampa è disponibile nella versione pdf.

Eni annuncia i risultati del primo trimestre 2012

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