Nel secondo trimestre 2025 il Gruppo Eni ha conseguito l’utile operativo proforma adjusted di €2.681 mln, con una riduzione del 35% rispetto al trimestre di confronto.
Un andamento dovuto principalmente alla flessione del 20% del prezzo del Brent e all’apprezzamento del tasso di cambio EUR/USD (+5% rispetto al secondo trimestre 2024) che hanno influenzato il settore E&P, attenuati dal più favorevole mix produttivo dovuto al crescente contributo di barili a maggiore redditività e dall’efficienza nei costi. Gli altri settori hanno registrato una performance più o meno in linea con il trimestre dell’anno scorso.
La performance del settore GGP e Power, in crescita del 9% rispetto al secondo trimestre 2024, è stata trainata dalla valorizzazione del portafoglio gas e dai benefici relativi a rinegoziazioni/accordi.
Il business Refining ha conseguito un risultato di quasi pareggio (una perdita di soli €0,01 mld), mentre la Chimica ha registrato una perdita di €0,18 mld che riflette il perdurante contesto di debolezza dell’industria europea, evidenziando tuttavia un miglioramento rispetto ai trimestri di confronto per effetto degli iniziali benefici del piano di ristrutturazione in corso.
La performance dei satelliti legati alla transizione Enilive/Plenitude è stata in linea con le aspettative del management.
Nel primo semestre 2025 il Gruppo ha registrato un utile operativo proforma adjusted di €6.362 mln, in calo del 23% rispetto al primo semestre 2024, per effetto degli stessi trend evidenziati nel commento ai risultati del trimestre.
Nel 2Q25, l’utile ante imposte adjusted di €2.200 mln, in riduzione del 36% rispetto al trimestre di confronto, riflette il trend dell’utile operativo adjusted e il minor contributo delle JV e associate valutate all’equity.
Nel 1H25 il Gruppo ha conseguito un utile ante imposte adjusted di €4.949 mln, in calo del 24% rispetto al primo semestre ’24.
Nel 2Q25, l’utile netto adjusted di competenza degli azionisti Eni di €1.134 mln ha registrato un calo del 25%, riflettendo la riduzione del 36% dell’utile ante imposte adjusted. Il tax rate adjusted di Gruppo si è attestato al 46,6% (55% nel secondo trimestre 2024) trainato da un migliore mix geografico dell’utile ante imposte nell’E&P, che riflette il maggior contributo delle giurisdizioni con aliquote fiscali inferiori alla media, anche a seguito della razionalizzazione del portafoglio.
Nel 1H25 l’utile netto adjusted di competenza degli azionisti Eni è pari a €2.546 mln, in calo del 18% rispetto al primo semestre ’24.
Il flusso di cassa netto da attività operativa del primo semestre 2025 pari a €5.902 mln, include €879 mln di dividendi distribuiti dalle partecipate, principalmente da Azule Energy e Vår Energi. L’ammontare dei crediti commerciali ceduti prosoluto nell’ambito degli accordi di factoring con istituzioni finanziarie è stato superiore di circa €0,4 mld rispetto alla manovra del quarto trimestre 2024, nell’ambito delle continue iniziative del Gruppo per l’ottimizzazione del fabbisogno di capitale circolante.
I capex organici di €3,9 mld nel primo semestre 2025 registrano una riduzione del 5% rispetto al 1H24 ed escludono la quota di capex che sarà rimborsata al closing delle dismissioni di attività in corso. Al netto di tali capex organici, il flusso di cassa discrezionale ante variazione circolante ammonta in circa €2,3 mld.
L’indebitamento finanziario netto ante lease liability al 30 giugno 2025 è pari a €10,2 mld, in riduzione di circa €2 mld rispetto al 31 dicembre 2024.
Il leverage – rapporto tra indebitamento finanziario netto ante lease liabilities e patrimonio netto – si attesta al 19% al 30 giugno 2025. Su base proforma, il leverage si attesta al 10%, considerando le operazioni di cessione in corso, in particolare la proposta di investimento del 20% da parte del fondo di private equity Ares in Plenitude.
Outlook 2025:
- il CFFO adjusted di Gruppo è atteso in aumento a circa €11,5 mld allo scenario aggiornato[2], rappresentando un incremento di €0,5 mld rispetto alla previsione iniziale;
- le iniziative di cassa e le altre misure organiche sono attese generare fino a €3 mld di liquidità, in aumento rispetto alla previsione iniziale di €2 mld, al fine di mitigare gli effetti dello scenario;
- la proiezione ad anno intero dell’EBIT proforma adjusted di GGP è in aumento a circa €1 mld (dai precedenti €0,8 mld) grazie ai migliori esiti rispetto alle stime iniziali delle rinegoziazioni e degli accordi commerciali e alle ottimizzazioni di portafoglio.
- Confermati gli investimenti lordi ad un valore inferiore a €8,5 mld, in riduzione rispetto alla previsione iniziale di circa €9 mld; gli investimenti netti sono attesi inferiori a €6 mld rispetto alla previsione iniziale di €6,5-7 mld;
- Confermata la previsione della produzione di petrolio e gas a 1,7 mln di boe/giorno, in linea con le assunzioni iniziali. Nel terzo trimestre la produzione è prevista nell’intervallo di 1,7 – 1,72 mln di boe/giorno.
- Confermato l’outlook per Enilive e Plenitude:
- EBITDA proforma adjusted dell’anno previsto rispettivamente pari a circa €1 mld e superiore a €1,1 mld;
- Capacità rinnovabile installata prevista a fine anno ad oltre 5,5 GW (Plenitude @100%); capacità di bio-raffinazione a 1,65 MTPA, alla quale si aggiunge 1 MTPA in costruzione.
- Leverage a fine anno previsto tra 0,15 e 0,2 su base proforma.
- Confermati i ritorni previsti per gli azionisti nel 2025, con un aumento del dividendo del 5% a €1,05 per azione e l’esecuzione di un programma di riacquisto azioni da almeno €1,5 mld. La messa in pagamento della prima tranche del dividendo 2025 pari a €0,26 per azione è prevista il 24 settembre 2025 (record date 23 settembre).
