Eni: risultati del terzo trimestre e dei nove mesi 2025

• La solida esecuzione strategica ha consentito di ottenere eccellenti risultati nel terzo trimestre combinando crescita di volumi ed efficienze di costo. Su queste basi, Eni incrementa per la seconda volta la stima annuale di generazione di cassa nonostante lo sfavorevole scenario prezzi/cambi.
• Il programma 2025 di acquisto di azioni è incrementato di €0,3 mld, il 20% in più, a €1,8 mld, considerando la solida struttura patrimoniale con un leverage proforma ai minimi storici, che beneficia di numerose iniziative di cassa per un ammontare annuo atteso di €4 mld, il 30% in più del precedente obiettivo.
• Rilevanti risultati per il nostro business Upstream, che si conferma ai vertici dell’industria:
  • Produzione in crescita del 6% grazie al graduale contributo della valorizzazione del portafoglio del 2024;
  • Decisione finale d’investimento per il progetto Coral North FLNG nelle acque del Mozambico;
  • Finalizzata la vendita del 30% nel progetto a olio Baleine in Costa d’Avorio;
  • Attesa entro fine 2025 la finalizzazione degli accordi del quarto e maggiore dei satelliti Upstream, che fa leva sul nostro portafoglio in Indonesia e sullo sviluppo del GNL in combinazione con le attività di Petronas. 
     
• Lo sviluppo della nostra strategia nelle attività della transizione prosegue in parallelo a quelle tradizionali:
  • Avviate le riconversioni industriali dei poli di Brindisi, Sannazzaro e Priolo;
  • Imminente la finalizzazione dell’investimento del 20% del fondo Ares in Plenitude del valore di €2 mld;
  • Accordo con GIP per la creazione di un nuovo satellite a controllo congiunto per sviluppare/valorizzare le nostre attività nella cattura/stoccaggio/riutilizzazione della CO₂.

Il contributo della elevata redditività dei nuovi progetti oil&gas e l’eccellente gestione della base produttiva hanno determinato i solidi risultati E&P nel terzo trimestre ’25.

• La produzione oil&gas è cresciuta in modo rilevante, con un aumento del 6% rispetto al trimestre di confronto e del 5% su base sequenziale raggiungendo 1,76 mln di boe/g, beneficiando dell’accelerazione negli avvii e nelle entrate a regime, della solida continuità operativa e delle attività di manutenzione ottimizzate.
• Ottenuta la decisione finale d’investimento per il rilevante progetto Coral North FLNG, nelle acque del Mozambico. Il completamento è previsto in appena tre anni, facendo leva sulla rapidità esecutiva nonché sull’esperienza di successo di Coral South, con l’obiettivo di portare sul mercato 3,6 mln di tonnellate/anno di capacità produttiva di GNL.
• Il varo dell’unità navale di produzione di GNL, Nguya FLNG, rappresenta un passo decisivo per l’avvio della Fase 2 del progetto Congo LNG prevista a fine 2025, con l’obiettivo di un plateau produttivo di 3 mln di tonnellate/anno, dalle attuali 0,6 mln di tonnellate/anno.
• Trimestre di grande rilievo dei nostri satelliti E&P in termini di contributo alla crescita. Azule Energy, il nostro satellite in Angola (quota Eni 50%), ha avviato la produzione del progetto operato Agogo West Hub, con dieci mesi di anticipo rispetto ai piani. Inoltre, è imminente l’avvio della produzione di gas del progetto operato NGC. Vår Energi, il nostro satellite in Norvegia (quota Eni 63%), ha raggiunto con un trimestre di anticipo l’obiettivo produttivo di 400 mila boe/g, grazie al rapido avvio dei progetti Johan Castberg e Balder X, quest’ultimo operato da Vår. Ithaca Energy (quota Eni 36%), il nostro satellite nel Regno Unito, ha quasi raddoppiato il valore di borsa dalla sua costituzione e ha aumentato l’obiettivo di produzione grazie ad acquisizioni complementari al portafoglio e all’eccellente gestione operativa.
• Il quarto satellite E&P, quello di maggiori dimensioni, combinando le attività di Eni e Petronas rispettivamente in Indonesia e Malesia procede secondo i piani verso la finalizzazione degli accordi entro fine anno. Contribuirà in misura significativa alla creazione di valore e alla crescita, con particolare focus sui mercati asiatici del GNL.
• Firmato un accordo con YPF sui prossimi passi per la decisione finale di investimento nel progetto integrato di larga scala upstream/midstream Argentina LNG per lo sviluppo delle rilevanti risorse di Vaca Muerta, che prevede un approccio per fasi per esportare fino a 30 mln di tonnellate/anno di GNL nel lungo termine.

Significativo percorso di crescita per i nostri satelliti della transizione; Versalis avanza nella trasformazione

• Con l’approvazione regolatoria del piano di conversione del polo di Sannazzaro, Eni ed Enilive sono attualmente impegnate nella realizzazione di quattro progetti (Livorno e in Corea del Sud/Malesia) per espandere in misura significativa la capacità produttiva di biocarburanti.
• La capacità rinnovabile installata di Plenitude ha raggiunto 4,8 GW e il programma di espansione procede per traguardare i 5,5 GW entro fine anno. Il portafoglio clienti sarà ampliato e rafforzato grazie all’acquisizione in corso di Acea Energia.
• Per effetto della chiusura dell’impianto di cracking di Brindisi, Versalis ha avviato il progetto di conversione del polo alla produzione di batterie ad accumulo statico in JV con Seri Industrial. Avviato analogo progetto per il polo di Priolo per la produzione di biocarburanti e plastiche riciclate.

Il modello di esplorazione duale e gli investimenti di capitale specializzato nei nostri satelliti della transizione cristallizzano la creazione di valore

• Finalizzata la cessione del 30% del giacimento a olio Baleine nelle acque della Costa d’Avorio con incasso di €1 mld.
• Accordo con GIP per la creazione di un satellite a controllo congiunto per lo sviluppo e valorizzazione del business CCUS.
• Imminente il completamento dell’investimento del 20% da parte del fondo Ares in Plenitude per €2 mld.

La crescita e la disciplina nei costi e nella cassa hanno mitigato gli effetti del più debole scenario determinando eccellenti risultati finanziari nel terzo trimestre ‘25 e competitivi ritorni per gli azionisti, mantenendo una robusta struttura finanziaria

• Nel terzo trimestre 2025 l'EBIT proforma adjusted del Gruppo è stato solido a €3 mld, nonostante la flessione del 14% del prezzo del petrolio e l'apprezzamento dell'euro vs dollaro USA (+6%), i cui effetti sono stati mitigati dalla crescita dei volumi e dalle azioni di efficienza. Il Gruppo ha generato €1,2 mld di utile netto adjusted con un tax rate del 42%.
• E&P: EBIT proforma adjusted pari a €2,64 mld (in calo del 19% rispetto al terzo trimestre ‘24, ma in crescita di circa il 9% su base sequenziale) sostenuto dalle maggiori produzioni e dalle azioni di efficienza che hanno mitigato i minori prezzi di realizzo dei greggi di produzione e l’impatto negativo del cambio.
• GGP e Power: EBIT proforma adjusted di €0,35 mld (in crescita del 21% rispetto al ‘24) grazie alla continua generazione di valore derivante dall’ottimizzazione del portafoglio gas.
• Enilive: EBIT proforma adjusted di €0,23 mld (EBITDA pari a €0,32 mld), in crescita del 35% rispetto al terzo trimestre '24, grazie alla ripresa dei margini dei biocarburanti. Plenitude: EBIT proforma adjusted di €0,10 mld (€0,22 mld di EBITDA), in calo rispetto allo stesso trimestre del ‘24.
• Refining è tornata in utile (€0,14 mld rispetto al breakeven nei trimestri di confronto) per effetto dei migliorati margini dei carburanti e del più elevato tasso di utilizzo degli impianti. Il business della Chimica ha registrato una perdita di €0,19 mld nel quadro della prolungata recessione dell’industria europea, pur evidenziando dei segnali di inversione grazie ai primi effetti del piano di ristrutturazione in atto.
• Il flusso di cassa operativo “CFFO adjusted”^[1] di €3,3 mld, ampiamente superiore agli investimenti di €2 mld, mostra un incremento del 14% rispetto all’anno precedente nonostante lo sfidante scenario. Il flusso di cassa discrezionale di €1,3 mld è stato incrementato dalle iniziative di cassa finalizzate a ottimizzare il capitale circolante (contributo di €2,1 mld nei nove mesi), nonché da incassi da gestione del portafoglio di circa €1,1 mld, relativi principalmente alla cessione del 30% nel progetto Baleine e altri asset non strategici in Congo. Questi flussi hanno finanziato €1,3 mld di cassa agli azionisti (prima tranche del dividendo 2025 per €0,78 mld e il riacquisto di azioni per €0,56 mld nell’ambito del piano 2025). L’indebitamento finanziario netto sceso a €9,9 mld, in flessione rispetto a giugno 2025, determina un rapporto di leva contabile del 19%, ovvero 12% su base proforma considerando gli incassi delle operazioni non ancora finalizzate alla chiusura del trimestre.

Eni aumenta di €0,3 mld il programma 2025 di acquisto di azioni fino a €1,8 mld sulla base dei rilevanti progressi strategici compiuti e di una stima più elevata di generazione di cassa ad anno intero, con una seconda revisione al rialzo nel 2025 nonostante gli effetti negativi della flessione dei prezzi dell’energia e debolezza del dollaro USA.

Nello specifico, le previsioni finanziarie e operative sono aggiornate come segue:

• il flusso di cassa operativo atteso nell’anno (rettificato prima dei movimenti del capitale circolante) è incrementato a €12 mld, rispetto alla precedente stima di €11,5 mld allo scenario aggiornato^[2]. Ciò rappresenta un miglioramento gestionale di €1,3 mld rispetto alla guidance originaria del Piano.
• la produzione attesa di petrolio e gas è incrementata in un intervallo di 1,71-1,72 mln di boe/giorno, con un livello previsto di circa 1,8 mln di boe/giorno nel quarto trimestre.
• la proiezione ad anno intero dell'EBIT proforma adjusted di GGP è incrementata a oltre €1 mld grazie alle ottimizzazioni di portafoglio.
• Incrementate a €4 mld dai precedenti €3 mld le iniziative di cassa e le altre misure organiche attuate per mitigare gli effetti dello scenario.

Inoltre:

• Confermati gli investimenti lordi ad un valore inferiore a €8,5 mld, in riduzione rispetto alla previsione iniziale di un importo inferiore ai €9 mld; i capex netti sono previsti inferiori a €5 mld rispetto alla previsione originaria di un intervallo €6,5-7 mld.
• 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 a 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 proforma a fine anno previsto nel range di 0,15-0,18.

Rivisti al rialzo rispetto al piano originale i ritorni previsti per gli azionisti nel 2025, con l'esecuzione di un programma di riacquisto azioni da almeno €1,8 mld, con un aumento pari al 20% rispetto alla guidance del Capital Market Update, e un aumento già annunciato del dividendo del 5% a €1,05 per azione 

• La messa in pagamento della seconda tranche del dividendo 2025 pari a €0,26 per azione è prevista il 26 novembre 2025 (record date 25 novembre).

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