Eni, l’utile netto balza a 1,2 miliardi nel quarto trimestre

Il Consiglio di Amministrazione di Eni, riunitosi ieri sotto la presidenza di Giuseppe Zafarana, ha approvato i risultati consolidati del quarto trimestre e dell’esercizio 2025 (non sottoposti a revisione contabile). Claudio Descalzi, AD di Eni, ha commentato:

Eni, l’utile netto balza a 1,2 miliardi nel quarto trimestre

“Nel 2025 abbiamo ottenuto risultati strutturalmente solidi in termini industriali ed economico-finanziari, grazie all’esecuzione della nostra strategia, costruita nell’arco degli ultimi anni. Abbiamo realizzato progetti rilevanti nel rispetto dei tempi e dei costi previsti, riducendo il nostro livello di indebitamento e aumentando la distribuzione per gli azionisti. I risultati di Exploration & Production sono stati eccellenti, trainati dalla crescita della produzione e dal contenimento dei costi. La produzione annua ha superato la guidance, registrando una crescita underlying del 4%, sostenuta dall’avvio di sei progetti rilevanti. Inoltre, abbiamo rafforzato il profilo di produzione di medio termine grazie a quattro importanti decisioni finali di investimento. Stiamo finalizzando la nostra business combination con Petronas focalizzata sul mercato GNL in Indonesia e Malesia. I nostri business della transizione, Enilive e Plenitude, hanno generato crescita e valore rilevanti, contribuendo a diversificare ulteriormente e consolidare i risultati del Gruppo. In un mercato sfidante per rinnovabili e prodotti low carbon, questi business hanno beneficiato della resilienza dei nostri modelli integrati, ottenendo una valorizzazione complessiva da parte degli investitori di private equity di oltre €23 mld in termini di enterprise value.

Questi progressi nell’esecuzione della nostra strategia si sono tradotti in risultati finanziari significativi: il flusso di cassa operativo del 2025 ha raggiunto €12,5 mld, battendo la previsione di piano rivista per tenere conto del peggioramento dello scenario, e il rapporto di indebitamento su base proforma si è attestato al 14%. Allo stesso tempo, abbiamo incrementato la distribuzione degli azionisti, aumentando del 20% il valore del nostro programma di buy-back. Nonostante un contesto volatile, nel 2025 Eni ha dimostrato di saper combinare crescita delle produzioni, riduzione degli investimenti, riduzione del debito ed aumento della remunerazione.”

E&P ha conseguito solidi risultati. Produzione annua superiore alle attese e applicazione del Dual Exploration model per generare valore

• Nel quarto trimestre 2025 la produzione di petrolio e gas è cresciuta di oltre il 7% vs anno precedente e del 5% su base sequenziale a 1,84 mln boe/g, grazie alla rapidità ed efficiente schedulazione degli avvii e della messa a regime dei nuovi giacimenti, nonché all’eccellente regolarità di marcia della base produttiva; nell’anno produzione a 1,73 mln di boe/g, +4% di crescita al netto delle dismissioni vs 2024.
• Tasso di rimpiazzo delle riserve del 167% su base organica, 162% all sources, al top dell’industria. Le risorse esplorative aggiunte nell’anno sono state 900 mln di boe, compresa la scoperta a gas Konta nel bacino di Kutei nel quarto trimestre, con un potenziale minerario di oltre 1 TCF, prossima a impianti produttivi esistenti per uno sviluppo accelerato.
• Accordo vincolante con Petronas per la costituzione di un satellite E&P a controllo congiunto in Indonesia e Malesia, che integrerà due portafogli con elevato potenziale minerario a gas e produzione iniziale di oltre 300 Kboe/g, attesa crescere rapidamente fino a un livello sostenibile di oltre 500 Kboe/g. La società inizierà ad operare entro metà 2026.
• Ingresso in Uruguay con il farm-in del 50% e l’operatorship del Blocco OFF-5 nell’offshore del Paese.
• Iniziata in anticipo rispetto al previsto la fase 2 del progetto Congo FLNG, portando la capacità produttiva a 3 MTPA (dagli attuali 0,6 MTPA). Il primo carico di GNL è avvenuto a febbraio 2026.
• La JV Azule ha avviato il progetto operato NGC, il primo progetto a gas non associato in Angola, che alimenta l’impianto di esportazione Angola LNG nonché il mercato domestico. A febbraio 2026 raggiunta la prima produzione di gas.
• Progetto Argentina LNG da 12 MTPA progredisce verso la FID con la firma con i partner del Joint Development Agreement.
• Negli eventi successivi, la cessione di un’ulteriore quota del 10% nel giacimento Baleine in Costa d’Avorio a Socar, con finalizzazione prevista nel primo trimestre 2026.

GGP: firmati contratti di vendita a lungo termine di 1,2 MTPA di GNL in Thailandia e Turchia, nell’ambito della strategia di diversificazione della presenza globale nel mercato GNL e di sviluppare strategiche partnership commerciali

I satelliti della transizione procedono nel pieno rispetto dei piani verso gli obiettivi chiave, con redditività attesa in miglioramento

• Con l’accordo vincolante per l’acquisizione di Acea Energia firmato a dicembre, Plenitude rafforzerà la presenza nel mercato italiano retail dell’energia, raggiungendo fin da subito l’obiettivo di 11 mln di clienti in Europa, inizialmente previsto per il 2028. Il completamento dell’operazione, soggetto alle ordinarie approvazioni, è atteso entro giugno 2026.
• Plenitude ha finalizzato l’acquisizione di Neoen con 0,76 GW di capacità di generazione in Francia. La capacità rinnovabile installata ha superato i 5,8 GW, con un portafoglio progetti in sviluppo che consentirà di raggiungere 10 GW entro il 2028.
• Avviata la costruzione della bioraffineria di Pengerang in Malesia, in JV con Petronas ed Euglena, progettata per la lavorazione di 650 mila tonnellate annue di materia prima. Il progetto rientra nel portafoglio di iniziative di sviluppo di Enilive, a vari stadi di realizzazione, per triplicare la capacità produttiva entro il 2030 dagli attuali 1,7 MTPA.
• Valore realizzato dalla strategia satellitare:
  • Finalizzato l’investimento del 20% del Fondo Ares nell’equity di Plenitude per €2 mld, esplicitando un valore d’impresa di oltre €12 mld.
  • Finalizzato l’investimento del 49,99% da parte del fondo GIP nell’attività CCS Eni, dando vita a una partnership strategica per sviluppare e valorizzare il portafoglio di progetti di decarbonizzazione Eni.

I risultati consolidati del IVQ ’25 dimostrano la resilienza del modello di business di Eni, sostenuto dalla crescita profittevole della produzione oil&gas, dalla diversificazione del portafoglio e dalla rigorosa disciplina nei costi e negli investimenti

• EBIT proforma adjusted di Gruppo del quarto trimestre 2025 di €2,87 mld, superiore al 2024 nonostante il calo del petrolio (-15%) e l’apprezzamento del 9% dell’euro verso il dollaro, grazie alla crescita dei volumi e all’efficienza. L’utile netto adjusted di €1,2 mld (+35% vs periodo di confronto) ha beneficiato di un tax rate del 37% (circa 44% su base annua).
  • E&P: EBIT proforma adjusted pari a €2,80 mld (in aumento rispetto al trimestre di confronto) sostenuto dalla crescita produttiva e dalle iniziative di efficienza che hanno compensato i minori prezzi di realizzo del petrolio e l’effetto cambio.
  • GGP e Power: EBIT proforma adjusted di €0,19 mld, in linea con la guidance, grazie al miglioramento dei margini derivante dall’ottimizzazione del portafoglio gas e GNL e dall’asset-backed trading in un contesto di mercato debole.
  • Enilive: EBIT proforma adjusted di €0,18 mld (EBITDA proforma adjusted pari a €0,26 mld), più che triplicando il quarto trimestre ’24, grazie alla ripresa dei margini dei biocarburanti. Plenitude: EBIT proforma adjusted di €0,10 mld (€0,23 mld di EBITDA proforma adjusted), in crescita rispetto allo stesso trimestre del ‘24.
  • Refining è tornata in utile (vs. la perdita nel trimestre di confronto) per effetto dei migliorati margini dei prodotti. La Chimica ha registrato una perdita di €0,2 mld nel quadro della prolungata recessione dell’industria europea, nonostante i benefici della ristrutturazione in corso.
• Il flusso di cassa adjusted prima del capitale circolante è stato di €3,01 mld, finanziando investimenti lordi di €2,62 mld. Le operazioni di portafoglio del trimestre (€1,73 mld di incassi netti) hanno riguardato l’investimento da parte di Ares in Plenitude e quello di GIP nel business della CCS. I ritorni di cassa agli azionisti di €1,4 mld, includono la seconda tranche del dividendo 2025 (€0,77 mld) e il riacquisto di azioni proprie (€0,67 mld). Le iniziative di cassa relative principalmente all’ottimizzazione del circolante hanno contribuito con €4 mld nell’intero esercizio assorbendo gli effetti dello scenario. L’indebitamento finanziario netto sceso a €9,4 mld, in flessione rispetto a settembre 2025, determina un rapporto di gearing contabile del 15%, ovvero 14% su base proforma considerando gli incassi delle operazioni in via di finalizzazione.