In Breve
- Qual è stato l'utile netto di Eni nel secondo trimestre?
- L'utile netto adjusted di Eni nel secondo trimestre è stato di 2,3 miliardi di euro.
- Quali sono le previsioni di Eni per il 2026?
- Eni prevede una generazione di cassa adjusted di 15 miliardi di euro per il 2026.
- Cosa ha detto l'amministratore delegato riguardo ai risultati?
- L'amministratore delegato ha attribuito i risultati alla gestione finanziaria e alla crescita dell'E&P.
Eni ha annunciato i risultati del secondo trimestre del 2026, evidenziando una crescita significativa rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente. L’utile netto adjusted è salito a 2,3 miliardi di euro, raddoppiando il valore registrato nel secondo trimestre del 2025. Anche l’utile proforma adjusted per il trimestre ha mostrato un incremento, raggiungendo i 5,4 miliardi di euro, mentre il totale per il semestre si attesta a 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 euro di dividendi dalle partecipate. Inoltre, il flusso di cassa netto ante variazione di circolante al costo di rimpiazzo adjusted è pari a 7,3 miliardi.
Un altro dato interessante riguarda l’indebitamento netto ante Ifrs16, che ha registrato un incremento di circa 1,74 miliardi di euro, portando il rapporto di indebitamento pro forma al minimo storico del 10%. Eni ha confermato il dividendo per il 2026 a 1,1 euro per azione, con un incremento del 5% rispetto all’anno precedente. È prevista anche la possibilità di un dividendo straordinario, che sarà deciso in 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 di euro, 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.
La produzione di idrocarburi nell’Exploration & Production (E&P) è stata di 1,79 milioni di barili al giorno nel secondo trimestre, in aumento del 7% rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente. L’utile operativo adjusted dell’E&P è salito a 4,8 miliardi di euro, con un incremento del 97%. L’utile netto adjusted del segmento ha raggiunto i 2,2 miliardi di euro, mostrando un progresso del 57% nel semestre.
Il business Global Gas & LNG (GGP) ha riportato un utile operativo proforma adjusted di 468 milioni di euro nel trimestre, con un incremento del 46%, e 783 milioni nel semestre, in crescita del 24%. Tuttavia, il settore Power ha registrato un utile operativo proforma adjusted di 35 milioni di euro nel trimestre, in calo del 47% rispetto all’anno precedente, e 47 milioni nel semestre.
Tra i satelliti della transizione, Plenitude ha conseguito un utile operativo proforma adjusted di 226 milioni di euro nel trimestre (+70%) e un EBITDA proforma adjusted di 233 milioni di euro (-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 di euro, con un EBITDA proforma adjusted di 375 milioni (+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 di euro nel trimestre, in miglioramento rispetto alla perdita del periodo precedente. Tuttavia, la chimica gestita da Versalis ha registrato una perdita operativa proforma adjusted di 65 milioni di euro nel trimestre, sebbene in miglioramento rispetto ai 184 milioni di euro di perdita dello stesso periodo dell’anno precedente.
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 come un fattore chiave per valorizzare le scoperte di gas nel bacino di Kutei, insieme all’apporto crescente dei business legati alla transizione, che supportano la generazione ricorrente di cassa e la capacità di remunerare gli azionisti.
