In Breve
- Qual è stato l'utile netto di Eni nel secondo trimestre 2026?
- L'utile netto adjusted di Eni è stato di 2,3 miliardi di euro.
- Quanto è stato incrementato il programma di buyback di Eni?
- Il programma di buyback è stato incrementato a 3,4 miliardi di euro.
- Qual è la previsione di dividendo per il 2026?
- Il dividendo per il 2026 è confermato a 1,1 euro per azione.
Eni ha annunciato risultati finanziari positivi per il secondo trimestre del 2026, con un utile netto adjusted che ha raggiunto i 2,3 miliardi di euro, raddoppiando rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente. L’utile proforma adjusted del trimestre è stato di 5,4 miliardi, mentre il semestre si è chiuso con un totale di 8,9 miliardi.
Il gruppo ha anche rivisto al rialzo le sue aspettative operative e la generazione di cassa per il 2026, incrementando il programma di buyback a 3,4 miliardi di euro. Il flusso di cassa netto da attività operativa nei primi sei mesi dell’anno è stato di 5,7 miliardi, inclusi 868 milioni di dividendi dalle partecipate. Il flusso di cassa netto ante variazione di circolante al costo di rimpiazzo adjusted è stato di 7,3 miliardi.
Nonostante un incremento dell’indebitamento netto ante Ifrs16 di circa 1,74 miliardi, il rapporto di indebitamento pro forma è sceso al minimo storico del 10%. Eni ha confermato un dividendo per il 2026 di 1,1 euro per azione, con un aumento del 5% rispetto al 2025. Inoltre, è prevista la possibilità di un dividendo straordinario, che sarà deciso in ottobre, a condizione che le condizioni di mercato rimangano favorevoli.
La politica di distribuzione prevede il 100% dell’incremento del Cffo in scenari molto favorevoli, come il prezzo del Brent oltre i 90 dollari al barile o aumenti significativi nei prezzi del gas e nei margini di raffinazione. Per l’intero 2026, la generazione di cassa adjusted (Cffo) è stata rivista a 15 miliardi di euro, basata su uno scenario con il Brent a 85 dollari al barile, SERM a 14 dollari al barile, 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’esplorazione e produzione (E&P), Eni ha registrato una produzione di idrocarburi 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 aumento del 97%, mentre l’utile netto adjusted del segmento ha raggiunto i 2,2 miliardi, segnando 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%. Al contrario, il settore Power ha registrato un utile operativo proforma adjusted di 35 milioni nel trimestre, con una riduzione del 47% rispetto al periodo di confronto, e 47 milioni nel semestre.
Tra i progetti legati alla 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 registrata nel periodo precedente. Tuttavia, la chimica gestita da Versalis ha riportato una perdita operativa proforma adjusted di 65 milioni, in miglioramento rispetto ai 184 milioni di perdita registrati 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. Ha citato lo sviluppo della joint venture Searah tra Indonesia e Malesia, finalizzata a valorizzare le scoperte di gas nel bacino di Kutei, e l’apporto crescente dei business legati alla transizione come fattori chiave per la generazione ricorrente di cassa e la capacità di remunerare gli azionisti.