Eni, risultati del secondo trimestre e semestre 2025: utile netto a €1,13 mld

Eni, risultati finanziari del secondo trimestre e del semestre 2025: EBIT proforma adjusted pari a €2,7 miliardi e utile netto adjusted di €1,13 miliardi

Il Consiglio di Amministrazione di Eni, presieduto da Giuseppe Zafarana, ha approvato nella giornata di ieri i risultati consolidati del secondo trimestre e del primo semestre 2025, non ancora oggetto di revisione contabile. Claudio Descalzi, Amministratore Delegato della società, ha dichiarato: “La costante attenzione con la quale Eni continua ad attuare la propria strategia ha determinato gli eccellenti risultati del secondo trimestre ’25. Nonostante uno scenario di mercato sfidante, il modello di business Eni conferma robustezza e flessibilità. La rigorosa disciplina finanziaria, un portafoglio sempre più solido e il contenuto prezzo di pareggio dei progetti sostengono il modello assicurando una strategia di crescita autofinanziata. Al tempo stesso, continuiamo a generare valore per gli azionisti, con la più forte struttura patrimoniale mai registrata. Nel trimestre abbiamo continuato a generare crescita e valore in tutti i nostri business. Nell’ambito dei satelliti della transizione, abbiamo definito i termini per un investimento del 20% da parte di Ares in Plenitude come pure per costituire una nuova entità congiunta con GIP che gestirà il nostro business della CCUS. Nell’upstream, prevediamo in linea con i tempi programmati di lanciare il nuovo satellite con Petronas, che sarà focalizzato sulla valorizzazione delle risorse gas dei due partner in Indonesia/Malesia. Inoltre, l’attesa decisione finale di investimento del progetto Argentina LNG rappresenta un passo significativo nell’espansione del nostro business del GNL. Infine, abbiamo identificato ulteriori iniziative di cassa che nel complesso ci consentiranno di generare circa €3 mld di contributo alla nostra posizione finanziaria”.

Nel secondo trimestre 2025, Eni ha dimostrato una gestione industriale efficace, realizzando un EBIT proforma adjusted pari a €2,7 miliardi, un utile netto adjusted di €1,13 miliardi e un flusso di cassa operativo di €2,8 miliardi, un valore superiore ai fabbisogni per investimenti, che si attestano a €2 miliardi. Questi risultati sono stati raggiunti nonostante l’impatto sfavorevole dell’apprezzamento dell’euro rispetto al dollaro, consentendo alla società di mantenere un indebitamento proforma contenuto, pari allo 0,10, il livello più basso dell’intervallo dichiarato.

Alla luce di questa solidità e della resilienza dimostrata, Eni rivede al rialzo le sue previsioni per l’intero 2025 e conferma il piano di distribuzione di valore agli azionisti. Le iniziative di cassa attivate nel secondo trimestre hanno permesso di mitigare l’effetto negativo del contesto prezzi e valutario per oltre €1 miliardo, innalzando a €3 miliardi il contributo stimato per l’intero anno, rispetto ai €2 miliardi precedentemente attesi.

Nel comparto Exploration & Production, la produzione di idrocarburi ha registrato una contrazione del 2,6% rispetto allo stesso trimestre del 2024, a seguito di operazioni di razionalizzazione del portafoglio, ma è cresciuta dell’1,3% rispetto al primo trimestre dell’anno, segnando un andamento positivo rispetto alla stagionalità e confermando la traiettoria di crescita prevista per la seconda parte del 2025.

Nel corso del semestre, sono proseguite le attività esplorative con Azule Energy (Eni al 50%), che ha annunciato in aprile la scoperta di olio leggero nel pozzo Capricornus 1-X, al largo della Namibia, e in luglio quella di gas nel pozzo Gajajeira-01, nell’offshore dell’Angola. Prosegue anche l’attuazione della strategia di partnership: con Petronas sono stati definiti i termini principali per la costituzione di una joint venture paritetica, autofinanziata, che combinerà le attività gas dei due partner in Indonesia e Malesia. Questa nuova realtà, di respiro internazionale, potrà produrre 500 mila barili equivalenti al giorno nel lungo periodo, con accesso a risorse esplorative a basso rischio stimate in 50 TCF.

Parallelamente, Eni ha siglato un accordo con YPF per lo sviluppo del progetto Argentina LNG, che valorizzerà il gas del giacimento Vaca Muerta e prevede una capacità iniziale di 12 milioni di tonnellate all’anno, con prospettive di esportazione fino a 30 milioni di tonnellate/anno entro il 2030. In Indonesia, il giacimento a gas Merakes East, nel bacino di Kutei, ha iniziato la produzione nel mese di maggio, a soli due anni dalla decisione finale d’investimento. In Norvegia, la controllata Vår Energi (Eni al 63%) ha avviato a giugno la produzione del progetto Balder-X nel Mare del Nord.

I business legati alla transizione energetica hanno riportato una crescita significativa. La capacità installata di energia rinnovabile ha raggiunto 4,5 GW, in aumento del 45% rispetto al primo semestre 2024. La capacità di bioraffinazione ha toccato 1,65 milioni di tonnellate/anno, con ulteriori 1 milione in fase di sviluppo. Plenitude ha inoltre avanzato un’offerta vincolante per l’acquisizione di Acea Energia, con l’obiettivo di incrementare la base clienti di oltre il 10%.

Sul fronte della ristrutturazione dei settori meno competitivi, Versalis ha completato in anticipo rispetto al cronoprogramma le chiusure delle linee di cracking non redditizie a Brindisi (marzo) e Priolo (luglio), avviando le attività di riconversione verso la produzione di materiali decarbonizzati. Presso l’hub di Livorno sono inoltre iniziati i lavori per trasformare il sito in una bioraffineria.

Importanti risultati sono arrivati anche grazie alla valorizzazione dei cosiddetti "satelliti della transizione". Ares ha acquisito una partecipazione del 20% in Plenitude, con un apporto di liquidità per Eni pari a €2 miliardi, basato su una valutazione d’impresa di oltre €12 miliardi. Inoltre, Eni ha siglato un accordo esclusivo con GIP per costituire una società indipendente, dedicata allo sviluppo e alla gestione del business della CCUS (Carbon Capture, Utilization and Storage). Nel corso del primo semestre, gli investimenti di terzi in Plenitude ed Enilive hanno generato complessivamente un incasso per Eni di circa €3,8 miliardi.

L’azienda ha inoltre adottato una serie di misure volte a proteggere la leva finanziaria, generare valore e garantire ritorni sostenibili per gli azionisti. Le operazioni di ottimizzazione della liquidità attuate nel secondo trimestre hanno generato oltre €1 miliardo di cassa, in risposta alla debolezza delle quotazioni delle materie prime e all’evoluzione sfavorevole del cambio. Tali misure, assieme alla valorizzazione del portafoglio e alla rigorosa disciplina sui costi, hanno contribuito a mantenere il leverage proforma del Gruppo al 10%, un minimo storico. Nello stesso periodo sono stati distribuiti €0,76 miliardi di dividendi ed è stato avviato il programma di riacquisto azionario per il 2025, con un esborso di €0,28 miliardi.

A livello di risultati operativi, l’EBIT proforma adjusted di Gruppo si è attestato a €2,68 miliardi, un livello che ha consentito di compensare gli effetti negativi derivanti dall’andamento dei prezzi delle commodity e dal cambio. L’utile netto adjusted ha raggiunto €1,13 miliardi, con un tax rate consolidato del 46,6%. Nel dettaglio dei singoli business, l’E&P ha registrato un EBIT adjusted di €2,42 miliardi, in calo del 27% rispetto al trimestre precedente e del 33% rispetto al secondo trimestre 2024, penalizzato dal calo del Brent (-20%) e dal rafforzamento dell’euro (+5%). Tuttavia, l’effetto è stato in parte mitigato dall’apporto di progetti a basso breakeven e da iniziative di efficienza.

GGP e Power hanno mostrato un EBIT adjusted in crescita del 9% rispetto allo stesso periodo del 2024, raggiungendo €0,39 miliardi, grazie alla valorizzazione del portafoglio e a rinegoziazioni contrattuali favorevoli. Enilive ha conseguito un EBIT di €0,13 miliardi (€0,2 miliardi l’EBITDA), in linea con il secondo trimestre 2024, mentre Plenitude ha registrato un EBIT di €0,13 miliardi (€0,3 miliardi l’EBITDA), in lieve flessione. Il segmento Refining ha chiuso il trimestre con un risultato pressoché in pareggio, beneficiando del recupero dei margini e dell’aumento della capacità produttiva. La divisione Chimica ha riportato una perdita di €0,18 miliardi, riflettendo la persistente debolezza del settore europeo, sebbene con segnali di miglioramento attribuibili all’avvio del piano di ristrutturazione.

Infine, il flusso di cassa operativo "CFFO adjusted" si è attestato a €2,78 miliardi, coprendo pienamente investimenti lordi pari a €2,03 miliardi (-5% rispetto al secondo trimestre 2024), generando così un free cash flow organico di €0,75 miliardi. Quest’ultimo è stato rafforzato anche da operazioni sul capitale circolante e da proventi per €0,6 miliardi derivanti dalla chiusura della seconda tranche dell’investimento di KKR in Enilive (5% aggiuntivo). Queste risorse hanno sostenuto i €1 miliardo complessivi destinati agli azionisti, comprendenti l’ultima rata del dividendo 2024 (€0,76 miliardi) e il riacquisto di azioni proprie. L’indebitamento finanziario netto, al 30 giugno 2025, si è ridotto di circa €0,14 miliardi rispetto al 31 marzo, scendendo a €10,2 miliardi.