In Breve
- Qual è l'utile netto adjusted di Eni per il secondo trimestre 2026?
- L'utile netto adjusted di Eni per il secondo trimestre 2026 è pari a 2,3 miliardi di euro.
- Quanto è stato incrementato il programma di buyback di Eni?
- Il programma di buyback di Eni 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, con un aumento del 5% rispetto al 2025.
Eni ha riportato risultati finanziari molto positivi per il secondo trimestre del 2026, con un utile netto adjusted che ha raggiunto i 2,3 miliardi di euro, raddoppiando il valore rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente. L’utile proforma adjusted per il trimestre si attesta a 5,4 miliardi, mentre il semestre si chiude con un utile complessivo di 8,9 miliardi.
Il gruppo ha anche rivisto al rialzo le sue aspettative operative e la generazione di cassa per l’anno in corso, incrementando il programma di buyback a 3,4 miliardi di euro. Nei primi sei mesi del 2026, il flusso di cassa netto da attività operativa è stato di 5,7 miliardi, includendo 868 milioni di dividendi provenienti dalle partecipate. Il flusso di cassa netto ante variazione di circolante al costo di rimpiazzo adjusted si attesta a 7,3 miliardi.
Un altro dato significativo riguarda l’indebitamento netto ante Ifrs16, che è aumentato di circa 1,74 miliardi, con un rapporto di indebitamento pro forma che si colloca al minimo storico del 10%. Eni ha confermato un dividendo per il 2026 di 1,1 euro per azione, con un incremento del 5% rispetto al 2025, e ha previsto la possibilità di un dividendo straordinario da decidere 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 nel caso in cui il prezzo del Brent superi i 90 dollari al barile o si verifichino 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, 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.
Per quanto riguarda la produzione di idrocarburi nell’Exploration & Production (E&P), Eni ha registrato 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, segnando un aumento del 97%, mentre l’utile netto adjusted del segmento ha raggiunto i 2,2 miliardi, con 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%. Tuttavia, il settore Power ha registrato un utile operativo proforma adjusted di 35 milioni nel trimestre, in calo del 47%, e 47 milioni nel semestre, mostrando una riduzione rispetto al periodo di confronto.
Tra i satelliti della transizione, Plenitude ha ottenuto un utile operativo proforma adjusted di 226 milioni nel trimestre, con un aumento del 70%, e un Ebitda proforma adjusted di 233 milioni, in calo del 9%. Plenitude ha confermato una capacità rinnovabile installata a fine anno di 6,5 GW e una base clienti di 11 milioni.
Enilive ha più che raddoppiato l’utile operativo proforma adjusted nel trimestre, raggiungendo 295 milioni, con un Ebitda proforma adjusted di 375 milioni, in aumento 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, migliorando rispetto alla perdita del periodo precedente. La chimica gestita da Versalis ha registrato una perdita operativa proforma adjusted di 65 milioni, in miglioramento rispetto ai 184 milioni di perdita del periodo di confronto.
L’amministratore delegato di Eni 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 chiave per la generazione ricorrente di cassa e la capacità di remunerare gli azionisti.
