In Breve
- Qual è l'utile netto adjusted di Eni nel secondo trimestre?
- L'utile netto adjusted di Eni nel secondo trimestre è pari a 2,3 miliardi di euro.
- Qual è il programma di buyback di Eni?
- Il programma di buyback di Eni è stato incrementato a 3,4 miliardi di euro.
- Quali sono le previsioni di Eni per il 2026?
- Le previsioni di Eni per il 2026 includono una generazione di cassa adjusted rivista a 15 miliardi di euro.
Eni ha chiuso il secondo trimestre del 2026 con risultati finanziari significativi, registrando un utile netto adjusted pari a 2,3 miliardi di euro, raddoppiato rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente. L’utile proforma adjusted per il trimestre ha raggiunto 5,4 miliardi di euro, mentre il semestre si è attestato a 8,9 miliardi di euro.
Il gruppo ha inoltre rivisto al rialzo le proprie 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 è stato di 5,7 miliardi di euro, inclusi 868 milioni di euro 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 di euro.
Un altro aspetto rilevante è l’incremento dell’indebitamento netto ante IFRS 16, che è stato di circa 1,74 miliardi di euro, con un rapporto di indebitamento pro forma che ha raggiunto il minimo storico del 10%. Eni ha confermato il dividendo per il 2026 a 1,1 euro per azione, con un aumento del 5% rispetto al 2025, e prevede la possibilità di un dividendo straordinario da decidere in ottobre, a condizione che le condizioni di mercato rimangano favorevoli.
La politica aziendale prevede la distribuzione del 100% dell’incremento del cash flow operativo (CFFO) in scenari molto favorevoli, come un prezzo del Brent oltre 90 dollari al barile o incrementi superiori al 50% dei prezzi del gas o dei 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 prezzo del Brent a 85 dollari al barile, SERM a 14 dollari al barile, prezzo del gas TTF a 50 euro/MWh e cambio euro/dollaro a 1,16. I capex lordi sono confermati a 7 miliardi di euro e i capex netti sono previsti inferiori a 5 miliardi di euro.
La produzione di idrocarburi nell’Exploration & Production (E&P) 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 nel trimestre è salito a 4,8 miliardi di euro (+97%) e l’utile netto adjusted del segmento ha raggiunto 2,2 miliardi di euro, con 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 (+46%) e 783 milioni di euro nel semestre (+24%). Il settore Power ha registrato un utile operativo proforma adjusted di 35 milioni di euro nel trimestre (-47%) e 47 milioni di euro nel semestre, evidenziando una riduzione rispetto al periodo di confronto.
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 conferma 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 di euro (+79%); la capacità di bioraffinazione è indicata a 2,1 Mtpa, con ulteriori 1,5 Mtpa in costruzione (quota Enilive). Nella raffinazione, il risultato proforma adjusted è stato positivo per 80 milioni di euro nel trimestre, in miglioramento rispetto alla perdita del periodo precedente.
La chimica gestita da Versalis ha registrato una perdita operativa proforma adjusted di 65 milioni di euro nel trimestre, in miglioramento rispetto ai 184 milioni di euro di perdita nel confronto. L’amministratore delegato ha attribuito i risultati alla gestione industriale e finanziaria, al portafoglio diversificato e alla crescita dell’E&P, citando lo sviluppo della joint venture Searah tra Indonesia e Malesia per valorizzare le scoperte di gas nel bacino di Kutei e l’apporto crescente dei business legati alla transizione come fattori che supportano la generazione ricorrente di cassa e la capacità di remunerare gli azionisti.
