Eni annuncia i risultati del terzo trimestre e dei nove mesi 2013

Highlight finanziari²

• Utile operativo adjusted: €3,44 miliardi nel trimestre (-15,7%³); €9,1 miliardi nei nove mesi (-35,2%³);
• Utile netto adjusted: €1,17 miliardi nel trimestre (-29,4%³); €3,13 miliardi nei nove mesi (-41%³);
• Utile netto: €3,99 miliardi nel trimestre (+61,9%); €5,81 miliardi nei nove mesi (-5,8%);
• Cash flow: €3,04 miliardi nel trimestre; €7,79 miliardi nei nove mesi;
• Leverage a 0,24.

Highlight operativi

• Produzione di idrocarburi: 1,653 milioni di boe/giorno nel trimestre (-3,8%) a causa di riduzioni straordinarie in Nigeria e Libia (-3,1% nei nove mesi);
• Rilevati l'incasso e la plusvalenza netti di €3 miliardi dalla cessione a CNPC del 28,57% di Eni East Africa, titolare dei diritti minerari dell’Area 4 in Mozambico;
• Avviata la produzione del primo olio del giacimento giant di Kashagan;
• Importanti successi esplorativi nell'offshore di Mozambico, Congo e Australia;
• Nuove risorse esplorative per 0,7 miliardi di boe nel trimestre; 1,6 miliardi di boe nei nove mesi.

Paolo Scaroni, Amministratore Delegato, ha commentato:
"Nel terzo trimestre abbiamo ottenuto importanti successi esplorativi, compiuto eccellenti progressi nello sviluppo con nuovi start-up e monetizzato parte della nostra partecipazione in Mozambico. Questi risultati consolidano la nostra redditività in un trimestre che ha risentito ancora delle difficili condizioni dei mercati europei del mid e downstream, delle riduzioni straordinarie delle produzioni in Nigeria e Libia e dell’apprezzamento dell’euro. Considerata la natura temporanea di questi fattori e la solidità del nostro business, avvieremo il programma di buy back."

(1) Il presente comunicato stampa costituisce il resoconto intermedio di gestione previsto dall’art. 154-ter del Testo Unico della Finanza.
(2) In tutto il comunicato stampa le variazioni dei risultati economici sono calcolate, salvo diversa indicazione, rispetto agli utili delle continuing operations del terzo trimestre 2012 considerato che Snam era allora consolidata nei conti del Gruppo Eni e rappresentata come discontinued operations in base all’IFRS 5.
(3) Calcolato con esclusione del contributo di Snam nel terzo trimestre e nei nove mesi 2012. Tale contributo è l’utile delle transazioni di Snam con il Gruppo Eni nel terzo trimestre e nei nove mesi 2012 incluso nelle continuing operations in base all’IFRS 5. L’utile operativo adjusted e l’utile netto adjusted non sono misure di risultato previste dagli IFRS.

(a) Di competenza degli azionisti Eni.
(b) Per la definizione e la riconduzione degli utili nella configurazione adjusted, che escludono l’utile/perdita di magazzino e gli special item, si veda il paragrafo "Riconduzione dell’utile operativo e dell’utile netto a quelli adjusted.
(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 2013 Eni ha registrato l’utile operativo adjusted di €3,44 miliardi con una flessione del 15,7% depurando il trimestre di confronto del contributo Snam alle continuing operations. Il peggioramento ha interessato tutti i settori di business di Eni ad eccezione di Versalis: la Divisione Exploration & Production (-€419 milioni, pari al 9,7%) a causa dell’apprezzamento dell’euro (+5,9%) e di interruzioni straordinarie della produzione, le Divisioni R&M e G&P che hanno accusato rispettivamente maggiori perdite di €113 milioni e €52 milioni per effetto del continuo deterioramento dei prezzi e dei margini di vendita in un contesto di contrazione della domanda, oversupply ed elevata pressione competitiva, infine il settore Ingegneria & Costruzioni con un calo del 38,5% degli utili dovuto al rallentamento dell’attività. Va evidenziato che la performance di Gas & Power riflette solo in parte i benefici attesi dalle rinegoziazioni dei contratti long-term, alcune delle quali sono tuttora in corso con il conseguente rinvio della rilevazione contabile dei relativi proventi.

Nei nove mesi 2013 l’utile operativo adjusted di €9,1 miliardi è diminuito del 35,2% rispetto ai nove mesi 2012 depurando il periodo di confronto del contributo Snam alle continuing operations. I driver di tale flessione sono gli stessi del terzo trimestre, nonché la rilevante perdita operativa registrata dal settore Ingegneria & Costruzioni nel secondo trimestre 2013 a causa della revisione delle stime di redditività di importanti commesse. Inoltre la Divisione Gas & Power aveva beneficiato nel 2012 di proventi da rinegoziazioni dei contratti di approvvigionamento long-term con efficacia economica retroattiva al 2011.

Utile netto adjusted

Nel terzo trimestre 2013 l’utile netto adjusted di €1,17 miliardi evidenzia una flessione del 29,4% depurando il trimestre di confronto del contributo Snam alle continuing operations. La diminuzione è dovuta al peggioramento della performance operativa, ai minori risultati delle partecipazioni industriali e all’aumento di circa 10 punti percentuali del tax rate consolidato (63,4%) che riflette il contributo proporzionalmente più elevato del settore Exploration & Production, soggetto a maggiori aliquote fiscali.

Nei nove mesi 2013 l’utile netto adjusted di €3,13 miliardi è diminuito del 41% rispetto allo stesso periodo del 2012 depurando il risultato del periodo di confronto del contributo Snam alle continuing operations. Il tax rate adjusted aumenta di 11 punti percentuali.

Utile netto

Nel terzo trimestre 2013 l’utile netto di competenza Eni di €3,99 miliardi è aumentato di €1,53 miliardi rispetto al terzo trimestre 2012 (+61,9%) per effetto della plusvalenza al netto dei relativi oneri fiscali di €3 miliardi registrata sulla cessione del 28,57% di Eni East Africa, titolare del 70% dei diritti minerari dell’Area 4 di scoperta in Mozambico, alla compagnia cinese China National Petroleum Corporation. Tale beneficio è stato in parte compensato dalla flessione dell’utile operativo e da altre variazioni.

Nei nove mesi 2013 l’utile netto di €5,81 miliardi è diminuito del 5,8%.

Investimenti tecnici

Gli investimenti tecnici di €3,05 miliardi nel terzo trimestre 2013 (€8,98 miliardi nei nove mesi) hanno riguardato principalmente lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi. Nei nove mesi 2013 sono stati sostenuti €0,22 miliardi di investimenti finanziari.

Struttura patrimoniale e Cash flow

Nel terzo trimestre 2013 l’incasso netto della dismissione in Mozambico per €3 miliardi e il flusso di cassa netto da attività operativa di €3.036 milioni hanno coperto gli investimenti del periodo (€3.053 milioni) e il pagamento dell’acconto dividendo 2013 di Eni di €1.993 milioni, determinando rispetto al 30 giugno 2013 una riduzione di €1.346 milioni nell’indebitamento finanziario netto⁴ consolidato al 30 settembre 2013 che si attesta a €15.146 milioni (-€365 milioni rispetto al 31 dicembre 2012 su cui ha inciso una minore fattorizzazione di crediti commerciali con scadenza nei successivi reporting period).

Nei nove mesi 2013 il flusso di cassa netto da attività operativa è stato di €7.788 milioni su cui ha inciso una minore fattorizzazione di crediti commerciali con scadenza nei successivi reporting period di €388 milioni rispetto a quanto fattorizzato nel quarto trimestre 2012 e le dismissioni sono state di €6.010 milioni includendo oltre all’operazione in Mozambico anche lo smobilizzo delle partecipazioni finanziarie Snam (€1.459 milioni) e Galp (€810 milioni). I flussi in uscita hanno riguardato gli investimenti tecnici (€8.984 milioni) e il pagamento dei dividendi (€4.200 milioni).

Al 30 settembre 2013 il leverage⁵ – rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto comprese le interessenze di terzi – è pari allo 0,24, in diminuzione rispetto sia allo 0,25 del 31 dicembre 2012 sia al valore di 0,27 registrato al 30 giugno 2013, riflettendo il minore indebitamento finanziario netto, a parità di patrimonio netto in quanto l’utile di periodo è stato assorbito dalla distribuzione dei dividendi e dall’effetto negativo dall’apprezzamento dell’euro nella conversione dei patrimoni netti delle controllate aventi il dollaro come moneta funzionale (-€1,12 miliardi).

Exploration & Production

Nel terzo trimestre 2013 la produzione di 1,653 milioni di boe/giorno ha registrato una flessione del 3,8% rispetto al terzo trimestre 2012 a causa degli impatti rilevanti degli eventi di forza maggiore in Nigeria e Libia (circa 50 mila boe/giorno). Il contributo degli avvii di nuovi giacimenti e la crescita dei campi avviati principalmente in Russia, Algeria, Angola ed Egitto, hanno invece assorbito l’effetto di fermate programmate, in particolare nel Mare del Nord, e i declini delle produzioni mature. Il calo delle produzioni nei nove mesi del 2013 (-3,1%) è dovuto agli stessi motivi del trimestre.

Gas & Power

Nel terzo trimestre 2013 le vendite di gas di 18,35 miliardi di metri cubi hanno registrato una flessione di 1,13 miliardi di metri cubi (-5,8%) a causa principalmente dell’utilizzo della flessibilità ottenuta dalla rinegoziazione dei contratti di approvvigionamento long-term, in un quadro di perdurante debolezza della domanda, pressione competitiva ed eccesso di offerta. Le vendite Italia hanno evidenziato un leggero aumento (+2,9% a 6,13 miliardi di metri cubi nel trimestre) grazie ai maggiori volumi spot che hanno compensato il continuo deterioramento del settore termoelettrico. Le vendite nei mercati europei hanno registrato una flessione del 17,6%, in particolare nel Regno Unito per minori vendite spot, e nei mercati di Francia e Benelux per effetto della pressione competitiva, mentre sono aumentati i volumi commercializzati in Germania/Austria. In sensibile crescita i ritiri degli importatori in Italia a seguito della ripresa delle forniture libiche. In aumento del 5,3% nel trimestre le vendite nei mercati extra europei che riflettono la crescita nelle vendite internazionali di GNL.

Nei nove mesi 2013 le vendite di gas (67,61 miliardi di metri cubi) sono diminuite del 3,7% rispetto al corrispondente periodo 2012 per effetto dei driver descritti nel trimestre e dell’impatto della dismissione Galp nel 2012, al netto del quale la flessione si riduce all’1,5%.

Refining & Marketing

Nel terzo trimestre 2013 il margine di raffinazione nell’area del Mediterraneo ha registrato una sostanziale flessione, attestandosi a 2,14 $/barile (-73,1% rispetto al terzo trimestre 2012, -39,9% sui nove mesi) a causa dei fattori di debolezza strutturale del settore penalizzato da eccesso di capacità, calo della domanda di raffinati ed elevato costo della carica petrolifera. I risultati della raffinazione Eni scontano l’andamento negativo dei differenziali tra il marker di riferimento Brent e i greggi approvvigionati dal circuito Eni.

Nel terzo trimestre 2013, le vendite di prodotti petroliferi nel mercato rete Italia pari a 1,71 milioni di tonnellate, evidenziano una flessione del 23,7% (-15,9% nei nove mesi) per effetto del calo dei consumi nazionali e della forte pressione competitiva. La quota di mercato nel terzo trimestre 2013 scende al 27,2% rispetto al 34,5% del terzo trimestre 2012, che peraltro beneficiava del contributo dell’iniziativa commerciale "riparti con eni. Le vendite rete nel resto d’Europa del terzo trimestre 2013 sono in lieve crescita grazie ai maggiori volumi commercializzati in particolare in Germania, (+2,5% a 0,83 milioni di tonnellate; stabili nei nove mesi a 2,29 milioni di tonnellate).

Cambio euro/dollaro USA

I risultati del terzo trimestre e dei nove mesi 2013 sono stati penalizzati dell’apprezzamento dell’euro rispetto al dollaro (+5,9% nel trimestre; +2,8% nei nove mesi).

Sviluppi di business

Mozambico

Il 26 luglio 2013, al verificarsi delle condizioni sospensive tra le quali l’ottenimento delle necessarie autorizzazioni da parte delle competenti autorità del Mozambico, è stata perfezionata la cessione alla China National Petroleum Corporation (CNPC) dell’interest del 28,57% in Eni East Africa (EEA), titolare del 70% del permesso minerario relativo all’Area 4 nell’offshore del Mozambico. CNPC attraverso la partecipazione in Eni East Africa acquisisce indirettamente una quota del 20% nell’Area 4, mentre Eni, attraverso la partecipazione residua, rimane proprietaria del 50%.

Il corrispettivo della cessione è stato di €3.386 milioni pari a $4.210 milioni che valorizzano la quota del 20% oggetto di acquisizione in base allo Share Sale and Purchase Agreement firmato il 14 marzo 2013 con CNPC ai quali si aggiungono gli interessi maturati nel periodo e altri aggiustamenti di prezzo definiti contrattualmente. Il plusvalore lordo dell’operazione rilevato a conto economico nella voce proventi su partecipazioni è pari a €3.359 milioni (€2.994 milioni al netto delle imposte riconosciute in Mozambico e Italia).

L’entrata di CNPC nell’Area 4 ha valenza strategica per il progetto in considerazione della rilevanza del nuovo partner nei settori upstream e downstream a livello mondiale. Proseguono inoltre le attività previste del Joint Study Agreement finalizzato allo sviluppo del promettente blocco a shale gas situato nel Sichuan Basin in Cina.

Nel settembre 2013 è stata effettuata la decima scoperta nell’Area 4 con il pozzo esplorativo Agulha. Il potenziale minerario è stimato tra i 176 e i 247 miliardi di metri cubi di gas in place. Agulha è situato in 2.492 metri d’acqua e ha raggiunto la profondità complessiva di 6.203 metri. La scoperta del giacimento apre un nuovo fronte esplorativo nella zona meridionale dell’Area 4, dove Eni  prevede di perforare tre nuovi pozzi nel corso del  2014. 

Kazakhstan

L’11 settembre 2013 è stata avviata la produzione del first oil del giacimento giant di Kashagan. Il target produttivo di breve termine è fino a 180.000 barili/giorno. In una fase successiva è previsto il conseguimento del plateau produttivo dell’Experimental Program di 370.000 barili/giorno.

Congo

Nel settembre 2013 è stato acquisito con il ruolo di operatore il blocco esplorativo Ngolo, nel bacino geologico della Cuvette, in joint venture con la compagnia di Stato congolese Société Nationale des Pétroles du Congo (SNPC). Il programma esplorativo avrà durata decennale. Il bacino della Cuvette rappresenta un tema di frontiera dell’esplorazione in Africa.

Australia

Il 24 ottobre 2013 è stata effettuata la scoperta a gas con il pozzo di appraisal Evans Shoal North-1 nel permesso NT/P48 (Eni 32,5%) nel Mare di Timor. Il potenziale della scoperta è stimato in circa 226 miliardi di metri cubi di gas in place.

Avvii produttivi

Nei nove mesi 2013, in linea con i piani produttivi sono stati avviati i seguenti principali progetti:

(i)   in Algeria, il giacimento MLE - CAFC (Eni 75%), con un plateau complessivo di circa 33 mila boe/giorno (quota Eni) entro il 2016 e il giacimento El Merk (Eni 12,25%), con picco produttivo di circa 18 mila barili/giorno in quota Eni previsto nel 2015;
(ii)  in Angola, l’impianto di liquefazione gestito dal consorzio Angola LNG (Eni 13,6%), con il conseguimento del first cargo nel mese di giugno 2013. L’impianto tratterà in 30 anni circa 300 miliardi di metri cubi di gas;
(iii)  in Nigeria, nel Blocco OML 125 (Eni 85%, operatore), il progetto offshore Abo-Fase 3;
(iv) in Venezuela, l’accelerated early production del giacimento giant a olio pesante Junin 5 (Eni 40%), nella Faja dell’Orinoco. La produzione della fase di early production è prevista raggiungere un plateau di 75 mila barili/giorno nel corso del 2015;
(v)  in Norvegia, il giacimento offshore di Skuld (Eni 11,5%), con una produzione di circa 30 mila boe/giorno (circa 4 mila boe/giorno in quota Eni).

Attività esplorativa

Nei nove mesi 2013, l’attività esplorativa ha riguardato principalmente:

(i)   Egitto, con la scoperta a olio di Rosa North-1X nella development lease di Meleiha (Eni 56%). Lo sviluppo della scoperta prevede al momento la perforazione di un altro pozzo nel corso del 2013. La produzione complessiva nell’anno è pari a 5 mila barili/ giorno e sfrutterà le sinergie con le facility produttive presenti nell’area;
(ii)  Angola, nel Blocco offshore 15/06 (Eni 35%, operatore) con la scoperta a olio di Vandumbu 1;
(iii)  Congo, nel Blocco offshore Marine XII (Eni 65%, operatore) con la scoperta a olio e gas e l’appraisal di Nene Marine;
(iv) Mozambico, oltre alla recente scoperta di Agulha, con i pozzi di delineazione Coral 3, Mamba Sud 3 e Mamba Nord Est 3. Le nuove scoperte consentono di rivalutare le stime delle risorse a 2.650 miliardi di metri cubi di gas in place;
(v)  Ghana, con il pozzo di appraisal Sankofa East-2A, che ha confermato l’elevato potenziale a olio nella licenza Offshore Cape Three Points (Eni 47,22%, operatore) anche nella parte occidentale. Si stima il potenziale complessivo della scoperta Sankofa in circa 450 milioni di barili di olio in place con risorse recuperabili fino a 150 milioni di barili;
(vi) Pakistan, con la scoperta a gas di Lundali 1 nella concessione Sukhpur (Eni 45%, operatore) nell’onshore pakistano con un potenziale produttivo superiore ai 3 mila boe/giorno.

Evoluzione prevedibile della gestione

L’outlook 2013 conferma una moderata ripresa dell’economia globale, favorita dall’attenuazione dei rischi finanziari e di una prolungata fase recessiva nell’area euro. Il prezzo del petrolio è sostenuto dai rischi geopolitici e dalle difficoltà produttive registrate da diversi Paesi esportatori, in un quadro di modesta dinamica della domanda. Il rafforzamento dell’euro nel rapporto di cambio con il dollaro più che compensa tale effetto. Lo scenario di mercato rimane depresso nei settori europei del gas, della produzione di energia elettrica, della raffinazione e marketing di carburanti e della chimica a causa della debole domanda, dell’eccesso di offerta e della pressione competitiva.

In tale scenario, il recupero di redditività nei settori Gas & Power, Refining & Marketing e della Versalis dipenderà principalmente dalle azioni del management di miglioramento della posizione di costo e di efficienza. Le previsioni del management con riguardo alle principali metriche di produzione e vendita ad anno intero nei business Eni sono le seguenti:

• produzione di idrocarburi: il livello produttivo su base annua è previsto in calo rispetto al consuntivo 2012 a causa dell’impatto dei fattori geopolitici, in particolare in Nigeria e Libia. Proseguirà lo sviluppo dei grandi progetti in portafoglio, tra cui quelli in Kazakhstan, Algeria e Angola, e l’entrata a regime dei campi avviati nel 2012, in particolare in Egitto, il cui contributo tuttavia non è tale da assorbire i citati eventi di forza maggiore, il declino delle produzioni mature e i disinvestimenti del 2012;
• vendite di gas: sono previste in flessione rispetto al 2012 (95,32 miliardi di metri cubi il dato consuntivo 2012; includono le vendite consolidate e la quota Eni delle joint venture) per effetto principalmente della cessione di Galp e dell’utilizzo della flessibilità ottenuta dalla rinegoziazione dei contratti di approvvigionamento long-term;
• lavorazioni in conto proprio: sono previste in flessione rispetto al 2012 (30,01 milioni di tonnellate il dato consuntivo 2012) a causa dello scenario negativo e della fermata programmata di Venezia per la sua riconversione in Green Refinery;
• vendite di prodotti petroliferi rete in Italia e resto d’Europa: sono previste in flessione rispetto al 2012 (10,87 milioni di tonnellate il dato consuntivo 2012) a causa della contrazione della domanda nazionale di carburanti e della pressione competitiva, scontando inoltre l’effetto della campagna commerciale "riparti con eni dell’estate 2012. La riduzione prevista in Italia sarà parzialmente compensata dall’incremento delle vendite atteso nel resto d’Europa;
• Ingegneria & Costruzioni: il settore prevede di chiudere il 2013 con una sensibile contrazione del risultato.

Nel 2013 il management prevede un livello di spending per gli investimenti sostanzialmente in linea rispetto al 2012 (€12,76 miliardi l’ammontare degli investimenti tecnici e €0,57 miliardi quello di investimenti finanziari del consuntivo 2012 esclusi gli investimenti di Snam). I principali temi del 2013 sono lo sviluppo delle riserve di idrocarburi in Africa Sub-Sahariana, Africa Settentrionale, Norvegia, Stati Uniti, Iraq, Kazhakstan, Venezuela, i progetti esplorativi in Africa Sub-Sahariana, Norvegia, Egitto, Stati Uniti e temi emergenti/nuove aree, e iniziative di ottimizzazione e crescita selettiva negli altri settori con l’avvio dei lavori Green Refinery presso Venezia e i progetti elastomeri e bio-plastiche nella chimica. Il leverage a fine 2013, assumendo un prezzo del Brent medio annuo di 108 $/barile, è previsto sostanzialmente in linea al livello di fine 2012 per effetto della gestione industriale e di portafoglio.

Il presente comunicato stampa relativo ai risultati consolidati del terzo trimestre e dei nove mesi 2013, 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 del presente comunicato sono fornite con riferimento al terzo e al secondo trimestre 2013 e al terzo trimestre 2012 e ai nove mesi 2013 e 2012. Le informazioni dei flussi di cassa sono presentate con riferimento agli stessi periodi. Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 30 settembre 2013, al 30 giugno 2013 e al 31 dicembre 2012. 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 2013 sono gli stessi adottati per la redazione della relazione finanziaria annuale 2012 e della relazione finanziaria semestrale 2013, ai quali si rinvia.

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, Massimo Mondazzi, 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.

(4) Informazioni sulla composizione dell’indebitamento finanziario netto sono fornite a pag. 31.
(5) 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. 31.

Disclaimer

Questo comunicato stampa contiene dichiarazioni previsionali ("forward-looking statements), in particolare nella sezione "Evoluzione prevedibile della gestione, relative a: piani di investimento, dividendi, buyback, 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.