Eni: Raddoppio dell’Utile Netto e Incremento del Buyback nel Secondo Trimestre 2026
Eni chiude il secondo trimestre 2026 con un utile netto adjusted raddoppiato a 2,3 miliardi di euro e un programma di buyback incrementato a 3,4 miliardi.
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.
- Qual è l'importo del programma di buyback di Eni?
- Il programma di buyback di Eni è stato incrementato a 3,4 miliardi di euro.
- Qual è la previsione del 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 positivi per il secondo trimestre del 2026, chiudendo con un utile netto adjusted di 2,3 miliardi di euro, raddoppiato rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente. L’utile proforma adjusted per il trimestre ha raggiunto i 5,4 miliardi, mentre il semestre si è attestato a 8,9 miliardi.
Il gruppo ha rivisto al rialzo le proprie 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 dell’anno, il flusso di cassa netto da attività operativa è stato di 5,7 miliardi, comprendente 868 milioni di dividendi dalle partecipate. Il flusso di cassa netto ante variazione di circolante al costo di rimpiazzo adjusted è pari a 7,3 miliardi.
Inoltre, l’indebitamento netto ante Ifrs16 è aumentato di circa 1,74 miliardi, ma il rapporto di indebitamento pro forma è stato indicato al minimo storico del 10%. Eni ha confermato il dividendo per il 2026 a 1,1 euro per azione, con un incremento del 5% rispetto al 2025. La società prevede anche la possibilità di un dividendo straordinario, che sarà deciso in ottobre, a condizione che le condizioni di mercato rimangano favorevoli.
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, 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.
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, con un incremento del 97%, e l’utile netto adjusted del segmento ha raggiunto 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 conseguito un utile operativo proforma adjusted di 226 milioni nel trimestre, con un incremento 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 a 295 milioni, con un EBITDA proforma adjusted di 375 milioni, in crescita 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, in miglioramento rispetto alla perdita del periodo precedente. La chimica, gestita da Versalis, ha registrato una perdita operativa proforma adjusted di 65 milioni nel trimestre, in miglioramento rispetto ai 184 milioni di perdita nel 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.
