Eni: Risultati del Secondo Trimestre 2026 e Prospettive Future
Eni chiude il secondo trimestre 2026 con un utile netto adjusted raddoppiato a 2,3 miliardi di euro, mentre il programma di buyback è stato incrementato a 3,4 miliardi.
In Breve
- Qual è l'utile netto adjusted di Eni per il secondo trimestre 2026?
- L'utile netto adjusted è pari a 2,3 miliardi di euro.
- Qual è il programma di buyback di Eni per il 2026?
- Il programma di buyback è stato incrementato a 3,4 miliardi di euro.
- Quali sono le previsioni di generazione di cassa per Eni nel 2026?
- La generazione di cassa adjusted è stata rivista a 15 miliardi di euro.
Eni ha annunciato risultati finanziari molto positivi per il secondo trimestre del 2026, chiudendo con un utile netto adjusted di 2,3 miliardi di euro, il doppio rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente. L’utile proforma adjusted per il trimestre è stato di 5,4 miliardi, mentre il totale per il semestre ha raggiunto 8,9 miliardi.
Il gruppo ha rivisto al rialzo le aspettative operative e la generazione di cassa per l’intero 2026, incrementando il programma di buyback a 3,4 miliardi di euro. Nei primi sei mesi dell’anno, il flusso di cassa netto da attività operativa è stato di 5,7 miliardi, includendo 868 milioni di dividendi dalle partecipate. Il flusso di cassa netto ante variazione di circolante al costo di rimpiazzo adjusted è stato pari a 7,3 miliardi.
Eni ha anche registrato un incremento dell’indebitamento netto ante Ifrs16 di circa 1,74 miliardi, con un rapporto di indebitamento pro forma che si attesta al minimo storico del 10%. La società ha confermato un dividendo per il 2026 di 1,1 euro per azione, in aumento del 5% rispetto al 2025, e prevede la possibilità di un dividendo straordinario da decidere a ottobre, a condizione che le condizioni di mercato rimangano favorevoli.
Per l’intero 2026, la generazione di cassa adjusted (Cffo) è stata rivista a 15 miliardi, basata su uno scenario con il prezzo del Brent a 85 dollari al barile, il SERM a 14 dollari al barile, il prezzo del gas Ttf a 50 euro/MWh e un cambio euro/dollaro a 1,16. I capex lordi sono confermati a 7 miliardi, mentre i capex netti sono previsti inferiori a 5 miliardi.
Nel settore dell’Exploration & Production (E&P), la produzione di idrocarburi è stata di 1,79 milioni di barili al giorno nel secondo trimestre, con un incremento del 7% rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente. L’utile operativo adjusted dell’E&P è salito a 4,8 miliardi, con un incremento del 97%, e l’utile netto adjusted del segmento ha raggiunto 2,2 miliardi, con un progresso del 57% nel semestre.
Il business Global Gas & LNG (GGP) ha riportato un utile operativo proforma adjusted di 468 milioni nel trimestre, in crescita del 46%, e 783 milioni nel semestre, con un incremento del 24%. Tuttavia, il settore Power ha registrato un utile operativo proforma adjusted di 35 milioni, in calo del 47% rispetto al periodo precedente, con un utile di 47 milioni nel semestre.
Tra i satelliti della transizione energetica, Plenitude ha conseguito un utile operativo proforma adjusted di 226 milioni nel trimestre, con un incremento del 70%, e un Ebitda proforma adjusted di 233 milioni, in calo del 9%. Plenitude ha confermato la capacità rinnovabile installata a fine anno a 6,5 GW e una base clienti di 11 milioni.
Enilive ha più che raddoppiato l’utile operativo proforma adjusted nel trimestre a 295 milioni, con un Ebitda proforma adjusted di 375 milioni, in crescita del 79%. La capacità di bioraffinazione è indicata a 2,1 Mtpa, con ulteriori 1,5 Mtpa in costruzione. Nella raffinazione, il risultato proforma adjusted è stato positivo per 80 milioni nel trimestre, in miglioramento rispetto alla perdita del periodo precedente.
Infine, la chimica gestita da Versalis ha registrato una perdita operativa proforma adjusted di 65 milioni nel trimestre, in miglioramento rispetto ai 184 milioni della perdita nel confronto. L’amministratore delegato di Eni ha attribuito i risultati alla gestione industriale e finanziaria, al portafoglio diversificato e alla crescita dell’E&P, sottolineando lo sviluppo della joint venture Searah tra Indonesia e Malesia come un fattore chiave per valorizzare le scoperte di gas nel bacino di Kutei.
