Eni ha chiuso il terzo trimestre 2025 con un utile netto adjusted di 1,25 miliardi di euro, circa il 20% sopra le attese del consenso (1,02 miliardi), ma inferiore del 2% su base annua.
L’ebit proforma si è attestato a 3 miliardi (–12% a/a), in un contesto caratterizzato da prezzi dell’energia più deboli e da un euro in apprezzamento rispetto al dollaro.
La produzione di idrocarburi è salita a 1,76 milioni di barili equivalenti al giorno (+6%), con un flusso di cassa operativo di 3,3 miliardi (+14%) e investimenti per 2 miliardi. L’indebitamento netto è sceso a 9,9 miliardi.
Il flusso di cassa operativo adjusted è aumentato del 14% a 3,3 miliardi di euro, superando ampiamente gli investimenti per 2 miliardi.
L’indebitamento netto è sceso a 9,9 miliardi, con un rapporto di leva contabile del 19% (12% su base proforma).
Eni ha rivisto al rialzo il programma di riacquisto di azioni proprie per il 2025, portandolo a 1,8 miliardi di euro, in aumento del 20% rispetto alla precedente previsione. Confermato anche l’incremento del dividendo del 5%, a 1,05 euro per azione; la seconda tranche, pari a 0,26 euro, sarà corrisposta il 26 novembre. Per l’intero esercizio, la società prevede un flusso di cassa operativo di 12 miliardi di euro.
Tra i principali sviluppi, la cessione del 30% del progetto Baleine in Costa d’Avorio, la decisione finale d’investimento per il Coral North Flng in Mozambico e l’intesa con Ypf per Argentina Lng. Prosegue la strategia di transizione con 4,8 GW di capacità rinnovabile installata e le riconversioni industriali di Brindisi, Priolo e Sannazzaro.
“I risultati del terzo trimestre sono eccellenti e tutte le principali variabili operative, economiche e finanziarie hanno superato le aspettative – ha commentato l’amministratore delegato, Claudio Descalzi –. La produzione di 1,76 milioni barili/giorno è in forte crescita (+6% rispetto allo scorso anno) e ci consente di alzare la guidance annuale sino a 1,72 milioni barili/giorno, confermando il trend di accelerazione destinato a proseguire nei prossimi mesi grazie ai nuovi campi in sviluppo in Congo, EAU, Qatar e Libia, e all’avvio della combinazione di business in Indonesia e Malesia che costituirà uno dei principali player sul mercato del GNL nel continente asiatico”.
