Eni: risultati del secondo trimestre e del semestre 2025

• La solidità della nostra strategia e la capacità esecutiva hanno determinato gli eccellenti risultati del secondo trimestre ’25, nonostante lo sfavorevole scenario prezzi e valutario. Eni rivede al rialzo le previsioni per l’intero ’25 e conferma il piano di ritorni agli azionisti.
• La flessibilità e l’opzionalità del portafoglio e dei piani della Società hanno consentito di realizzare nel trimestre oltre €1 mld di iniziative di cassa per mitigare l'impatto dello scenario; incrementato il beneficio atteso per l’anno a €3 mld rispetto al precedente valore di €2 mld.
• Continui progressi nella creazione di valore dal modello satellitare Eni:
  • 20% di investimento del fondo ARES in Plenitude, per un valore d’impresa implicito di €12 mld.
  • Firmato accordo di esclusiva con GIP per costituire una JV per il business Eni della CCUS.
  • Ben indirizzata la finalizzazione entro l’anno della JV con Petronas per la costituzione di un operatore di rilevanza mondiale che valorizzerà le attività a gas dei due partner in Indonesia e Malesia.
• Sostanziali progressi con YPF per la finalizzazione degli accordi relativi al progetto Argentina LNG, della capacità di 12 mln di tonnellate/anno, nell’ambito della strategia Eni di espansione del business gas/GNL.
• Leverage proforma di Gruppo al 10%, minimo storico, grazie alle opzioni di portafoglio, alla disciplina nell’allocazione del capitale e alle iniziative di cassa.

San Donato Milanese, 25 luglio 2025 - Il Consiglio di Amministrazione di Eni, riunitosi ieri sotto la presidenza di Giuseppe Zafarana, ha approvato i risultati consolidati del secondo trimestre e primo semestre 2025 (non sottoposti a revisione contabile). Claudio Descalzi, AD di Eni, ha commentato:

“La costante attenzione con la quale Eni continua ad attuare la propria strategia ha determinato gli eccellenti risultati del secondo trimestre ’25. Nonostante uno scenario di mercato sfidante, il modello di business Eni conferma robustezza e flessibilità. La rigorosa disciplina finanziaria, un portafoglio sempre più solido e il contenuto prezzo di pareggio dei progetti sostengono il modello assicurando una strategia di crescita autofinanziata. Al tempo stesso, continuiamo a generare valore per gli azionisti, con la più forte struttura patrimoniale mai registrata. Nel trimestre abbiamo continuato a generare crescita e valore in tutti i nostri business. Nell’ambito dei satelliti della transizione, abbiamo definito i termini per un investimento del 20% da parte di Ares in Plenitude come pure per costituire una nuova entità congiunta con GIP che gestirà il nostro business della CCUS. Nell’upstream, prevediamo in linea con i tempi programmati di lanciare il nuovo satellite con Petronas, che sarà focalizzato sulla valorizzazione delle risorse gas dei due partner in Indonesia/Malesia. Inoltre, l’attesa decisione finale di investimento del progetto Argentina LNG rappresenta un passo significativo nell’espansione del nostro business del GNL. Infine, abbiamo identificato ulteriori iniziative di cassa che nel complesso ci consentiranno di generare circa €3 mld di contributo alla nostra posizione finanziaria.

La gestione industriale ha realizzato €2,7 mld di EBIT proforma adjusted, €1,13 mld di risultato netto adjusted e €2,8 mld di flusso di cassa operativo, superiore ai fabbisogni per gli investimenti di €2 mld. Nonostante l’evoluzione sfavorevole del cambio EUR/USD, abbiamo mantenuto un rapporto d’indebitamento proforma estremamente contenuto a 0,10, limite inferiore dell’intervallo da noi dichiarato. Guardando al futuro, riteniamo che la nostra solida posizione finanziaria, la strategia distintiva e differenziata e la capacità di rimanere flessibili e rapidi, continueranno a concorrere al nostro posizionamento ottimale per affrontare la volatilità di questa fase di mercato e per continuare ad assicurare competitivi ritorni ai nostri azionisti.”

I vantaggi competitivi E&P basati sulle competenze e sulla capacità di gestione dei progetti alimentano la crescita futura

• Nel secondo trimestre ’25 produzione di petrolio e gas in riduzione del 2,6% rispetto al trimestre ’24 per effetto delle operazioni di portafoglio; tuttavia, in aumento dell'1,3% su base sequenziale, in controtendenza rispetto alla stagionalità, a conferma del trend di crescita previsto nel resto dell'anno.
• Attività esplorativa di Azule Energy (Eni 50%): ad aprile annunciata la scoperta a olio leggero di Capricornus 1-X, nell'offshore della Namibia; a luglio, la scoperta a gas di Gajajeira-01, nell’offshore dell'Angola.
• Concordati con Petronas i principali termini per la creazione di una JV paritetica, autofinanziata che combinerà i portafogli di asset a gas dei due partner in Indonesia e Malesia. La nuova entità di rilevanza mondiale sarà in grado di produrre 500 mila boe/giorno nel lungo termine e avrà accesso a un potenziale esplorativo a contenuto rischio di 50 TCF.
• Definito con YPF l’accordo per sviluppare il progetto Argentina LNG da 12 mln tonnellate/anno, valorizzando il gas del giacimento Vaca Muerta. Grazie a un approccio per fasi, si prevede di esportare fino a 30 mln tonnellate/anno dal 2030.
• Avviato a maggio il giacimento a gas Merakes East nel bacino di Kutei, nell’offshore dell'Indonesia, a soli due anni dalla FID. A giugno, Vår Energi (Eni 63%) ha avviato la produzione di Balder-X nel Mare del Nord.

Crescita dei business della transizione

• La capacità installata di energia rinnovabile ha raggiunto 4,5 GW, in crescita del 45% rispetto al semestre ’24. Capacità di bio-raffinazione a 1,65 mln ton/anno, con 1 mln ton/anno in fase di sviluppo.
• A giugno Plenitude ha sottoposto un'offerta vincolante per l'acquisizione di Acea Energia che consentirebbe di aumentare la base clienti di oltre il 10%.

La ristrutturazione dei business meno competitivi prosegue, facendo leva sul nostro vantaggio tecnologico

• Completate da parte di Versalis le chiusure delle unità di cracking in perdita di Brindisi a marzo e di Priolo a luglio, in anticipo rispetto ai piani, avviando la successiva fase di riconversione alla manifattura di prodotti decarbonizzati.
• Avviati i lavori di costruzione presso l’hub di Livorno finalizzati alla conversione in bioraffineria.

Rilevante creazione di valore grazie agli investimenti di terzi nei nostri business della transizione

• Accordo con Ares per un investimento del 20% nel capitale sociale di Plenitude, trasferendo a Eni €2 mld di cassa, sulla base di un enterprise value del satellite di oltre €12 mld.
• Creazione di una società finanziariamente indipendente, in joint venture con GIP, per la gestione e il finanziamento dello sviluppo del business Eni della CCUS.
• Nel primo semestre ’25 Eni ha incassato circa €3,8 mld derivanti da investimenti di terzi in Enilive e Plenitude.

Iniziative di portafoglio e di cassa per mitigare lo scenario con l’obiettivo di tutelare la leva, generare valore e assicurare sostenibili ritorni per gli azionisti

• Nel secondo trimestre ’25 realizzate misure mitigative della cassa per oltre €1 mld al fine di attenuare il negativo andamento dei prezzi delle commodity e del cambio EUR/USD.
• Leverage proforma pari al 10% grazie alla valorizzazione dei satelliti della transizione, alla gestione del portafoglio e all'ottimizzazione dei costi.
• Nel secondo trimestre ’25 distribuiti €0,76 mld di dividendi; avviato il programma di buy-back 2025 (€0,28 mld).

Eccellenti risultati sostenuti dalla solidità del modello di business, dalla disciplina finanziaria e dall’elevata qualità del portafoglio in grado di mitigare lo scenario

• Nel secondo trimestre ’25 l’EBIT proforma adjusted di Gruppo di €2,68 mld è stato in grado di assorbire il negativo andamento dei prezzi delle commodity e del cambio EUR/USD con il sostegno di iniziative di efficienza, crescita dei volumi e miglioramenti di mix. Utile netto adjusted di Gruppo a €1,13 mld con un tax rate consolidato del 46,6%.
• Risultati di settore nel secondo trimestre ‘25:
  • E&P: EBIT proforma adjusted di €2,42 mld (-27% su base sequenziale, -33% rispetto al 2Q ‘24). Gli effetti positivi dovuti al crescente contributo dei progetti a contenuto breakeven e le iniziative di efficienza hanno attenuato lo scenario (prezzo Brent -20% e +5% cambio EUR/USD).
  • GGP e Power: EBIT proforma adjusted di €0,39 mld, in crescita del 9% vs. 2Q ‘24 grazie alla valorizzazione del portafoglio e ai benefici dovuti all’esito di rinegoziazioni e accordi contrattuali.
  • Enilive: EBIT proforma adjusted di €0,13 mld (€0,2 mld l’EBITDA), in linea rispetto al 2Q '24. I risultati positivi del marketing sono stati compensati dallo sfavorevole scenario bio. Plenitude: EBIT proforma adjusted di €0,13 mld (€0,3 mld l’EBITDA), in calo rispetto allo stesso trimestre del 2024.
  • Refining: risultato in sostanziale pareggio, in miglioramento sequenziale grazie al recupero dei margini dei prodotti e all’incremento del tasso di utilizzo degli impianti. Chimica: perdita di €0,18 mld a causa della prolungata recessione del settore europeo. Tuttavia, sono stati registrati dei miglioramenti dovuti ai primi effetti del piano di ristrutturazione.
  • Il flusso di cassa operativo “CFFO adjusted”^[1] di €2,78 mld ha assicurato la copertura degli investimenti lordi ottimizzati ad un livello pari a €2,03 mld (-5% rispetto al 2Q ’24). Il conseguente free cash flow organico di €0,75 mld, sostenuto anche da diverse iniziative volte a liberare capitale circolante, e dai proventi della gestione del portafoglio di circa €0,6 mld, relativi al closing della seconda tranche dell'investimento di KKR in Enilive (ulteriore 5%), hanno finanziato €1 mld di remunerazione agli azionisti, inclusa la quarta rata del dividendo 2024 (€0,76 mld) e il riacquisto di azioni proprie (€0,28 mld nell'ambito del programma di buy back 2025). L'indebitamento finanziario netto è diminuito di circa €0,14 mld rispetto al 31 marzo 2025, attestandosi a €10,2 mld.

Nonostante l’effetto negativo dell'indebolimento sia dei prezzi delle materie prime sia del dollaro, il Gruppo rivede al rialzo le aspettative di generazione di cassa per il 2025 e conferma gli impegni di remunerazione degli azionisti.

In questo contesto:

• il CFFO adjusted di Gruppo è atteso in aumento a circa €11,5 mld allo scenario aggiornato^[2], rappresentando un incremento di €0,5 mld rispetto alla previsione iniziale;
• le iniziative di cassa e le altre misure organiche sono attese generare fino a €3 mld di liquidità, in aumento rispetto alla previsione iniziale di €2 mld, al fine di mitigare gli effetti dello scenario;
• la proiezione ad anno intero dell'EBIT proforma adjusted di GGP è in aumento a circa €1 mld (dai precedenti €0,8 mld) grazie ai migliori esiti rispetto alle stime iniziali delle rinegoziazioni e degli accordi commerciali e alle ottimizzazioni di portafoglio.

Inoltre:

• Confermati gli investimenti lordi ad un valore inferiore a €8,5 mld, in riduzione rispetto alla previsione iniziale di circa €9 mld; gli investimenti netti sono attesi inferiori a €6 mld rispetto alla previsione iniziale di €6,5-7 mld;
• Confermata la previsione della produzione di petrolio e gas a 1,7 mln di boe/giorno, in linea con le assunzioni iniziali. Nel terzo trimestre la produzione è prevista nell’intervallo di 1,7 – 1,72 mln di boe/giorno.
• Confermato l’outlook per Enilive e Plenitude:
  • EBITDA proforma adjusted dell’anno previsto rispettivamente pari a circa €1 mld e superiore a €1,1 mld;
  • Capacità rinnovabile installata prevista a fine anno ad oltre 5,5 GW (Plenitude @100%); capacità di bio-raffinazione a 1,65 MTPA, alla quale si aggiunge 1 MTPA in costruzione.

Indice di solidità finanziaria atteso nell'intervallo indicato nel piano.

• Leverage a fine anno previsto tra 0,15 e 0,2 su base proforma.

Confermati i ritorni previsti per gli azionisti nel 2025, con un aumento del dividendo del 5% a €1,05 per azione e l'esecuzione di un programma di riacquisto azioni da almeno €1,5 mld.

• La messa in pagamento della prima tranche del dividendo 2025 pari a €0,26 per azione è prevista il 24 settembre 2025 (record date 23 settembre).

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