In Breve
- Qual è l'utile netto adjusted di Eni nel secondo trimestre 2026?
- L'utile netto adjusted di Eni è pari a 2,3 miliardi di euro.
- Quanto è stato incrementato il programma di buyback di Eni?
- Il programma di buyback 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 impressionanti per il secondo trimestre del 2026, con un utile netto adjusted che è raddoppiato a 2,3 miliardi di euro rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente. Questo incremento significativo riflette non solo la solidità delle operazioni del gruppo, ma anche un contesto di mercato favorevole.
Il risultato proforma adjusted per il trimestre si attesta a 5,4 miliardi di euro, mentre il semestre si chiude con un utile di 8,9 miliardi. Il gruppo ha inoltre rivisto al rialzo le proprie aspettative operative e la generazione di cassa per l’intero anno, incrementando il programma di buyback a 3,4 miliardi di euro.
Nel dettaglio, il flusso di cassa netto da attività operativa nei primi sei mesi dell’anno è stato di 5,7 miliardi di euro, includendo 868 milioni di euro di dividendi provenienti dalle partecipate. Il flusso di cassa netto ante variazione di circolante al costo di rimpiazzo adjusted è pari a 7,3 miliardi di euro.
Un aspetto interessante è l’incremento dell’indebitamento netto ante IFRS 16, che è aumentato di circa 1,74 miliardi di euro, ma il rapporto di indebitamento pro forma è stato indicato al minimo storico del 10%. Questo suggerisce una gestione finanziaria prudente e una solida posizione patrimoniale.
Eni ha confermato il dividendo per il 2026 a 1,1 euro per azione, con un incremento del 5% rispetto al 2025. Inoltre, si prevede la possibilità di un dividendo straordinario, che sarà deciso 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 un prezzo del Brent oltre i 90 dollari al barile.
Per l’intero anno 2026, la generazione di cassa adjusted (CFFO) è stata rivista a 15 miliardi di euro, basata su uno scenario con il prezzo del Brent a 85 dollari al barile, SERM a 14 dollari al barile, prezzo del gas TTF a 50 euro/MWh e 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) ha raggiunto 1,79 milioni di barili al giorno nel secondo trimestre, segnando un aumento del 7% rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente. L’utile operativo adjusted dell’E&P è salito a 4,8 miliardi di euro, con un incremento del 97%, e l’utile netto adjusted del segmento ha raggiunto 2,2 miliardi di euro, segnando un progresso del 57% nel semestre.
Il business Global Gas & LNG (GGP) ha riportato un utile operativo proforma adjusted di 468 milioni di euro nel trimestre, con un incremento del 46%, e 783 milioni di euro nel semestre (+24%). Tuttavia, il settore Power ha registrato un utile operativo proforma adjusted di 35 milioni di euro nel trimestre, con una diminuzione del 47% rispetto al periodo precedente.
Tra i satelliti della transizione energetica, Plenitude ha conseguito un utile operativo proforma adjusted di 226 milioni di euro nel trimestre (+70%) e un EBITDA proforma adjusted di 233 milioni di euro (-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 di euro, con un EBITDA proforma adjusted di 375 milioni di euro (+79%). La capacità di bioraffinazione è indicata a 2,1 Mtpa, con ulteriori 1,5 Mtpa in costruzione.
Nel settore della raffinazione, il risultato proforma adjusted è stato positivo per 80 milioni di euro 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 di euro, in miglioramento rispetto ai 184 milioni di euro 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. Ha citato lo sviluppo della joint venture Searah tra Indonesia e Malesia come un fattore chiave per valorizzare le scoperte di gas nel bacino di Kutei, insieme all’apporto crescente dei business legati alla transizione, che supportano la generazione ricorrente di cassa e la capacità di remunerare gli azionisti.
