Eni: risultati del secondo trimestre e del semestre 2025 (comunicato stampa)

(AGENPARL) – Roma, 25 Luglio 2025

(AGENPARL) – Fri 25 July 2025 Eni: risultati del secondo trimestre e del semestre 2025
La solidità della nostra strategia e la capacità esecutiva hanno determinato gli eccellenti risultati del secondo trimestre
’25, nonostante lo sfavorevole scenario prezzi e valutario. Eni rivede al rialzo le previsioni per l’intero ’25 e conferma il
piano di ritorni agli azionisti.
La flessibilità e l’opzionalità del portafoglio e dei piani della Società hanno consentito di realizzare nel trimestre oltre
€1 mld di iniziative di cassa per mitigare l’impatto dello scenario; incrementato il beneficio atteso per l’anno a €3 mld
rispetto al precedente valore di €2 mld.
Continui progressi nella creazione di valore dal modello satellitare Eni:
20% di investimento del fondo ARES in Plenitude, per un valore d’impresa implicito di €12 mld.
Firmato accordo di esclusiva con GIP per costituire una JV per il business Eni della CCUS.
Ben indirizzata la finalizzazione entro l’anno della JV con Petronas per la costituzione di un operatore di
rilevanza mondiale che valorizzerà le attività a gas dei due partner in Indonesia e Malesia.
Sostanziali progressi con YPF per la finalizzazione degli accordi relativi al progetto Argentina LNG, della capacità di 12
mln di tonnellate/anno, nell’ambito della strategia Eni di espansione del business gas/GNL.
Leverage proforma di Gruppo al 10%, minimo storico, grazie alle opzioni di portafoglio, alla disciplina nell’allocazione
del capitale e alle iniziative di cassa.
San Donato Milanese, 25 luglio 2025 – Il Consiglio di Amministrazione di Eni, riunitosi ieri sotto la presidenza di Giuseppe Zafarana, ha
approvato i risultati consolidati del secondo trimestre e primo semestre 2025 (non sottoposti a revisione contabile). Claudio Descalzi, AD di
Eni, ha commentato:
“La costante attenzione con la quale Eni continua ad attuare la propria strategia ha determinato gli eccellenti risultati del secondo trimestre ’25. Nonostante uno
scenario di mercato sfidante, il modello di business Eni conferma robustezza e flessibilità. La rigorosa disciplina finanziaria, un portafoglio sempre più solido e il
contenuto prezzo di pareggio dei progetti sostengono il modello assicurando una strategia di crescita autofinanziata. Al tempo stesso, continuiamo a generare
valore per gli azionisti, con la più forte struttura patrimoniale mai registrata. Nel trimestre abbiamo continuato a generare crescita e valore in tutti i nostri business.
Nell’ambito dei satelliti della transizione, abbiamo definito i termini per un investimento del 20% da parte di Ares in Plenitude come pure per costituire una nuova
entità congiunta con GIP che gestirà il nostro business della CCUS. Nell’upstream, prevediamo in linea con i tempi programmati di lanciare il nuovo satellite con
Petronas, che sarà focalizzato sulla valorizzazione delle risorse gas dei due partner in Indonesia/Malesia. Inoltre, l’attesa decisione finale di investimento del progetto
Argentina LNG rappresenta un passo significativo nell’espansione del nostro business del GNL. Infine, abbiamo identificato ulteriori iniziative di cassa che nel
complesso ci consentiranno di generare circa €3 mld di contributo alla nostra posizione finanziaria.
La gestione industriale ha realizzato €2,7 mld di EBIT proforma adjusted, €1,13 mld di risultato netto adjusted e €2,8 mld di flusso di cassa operativo, superiore ai
fabbisogni per gli investimenti di €2 mld. Nonostante l’evoluzione sfavorevole del cambio EUR/USD, abbiamo mantenuto un rapporto d’indebitamento proforma
estremamente contenuto a 0,10, limite inferiore dell’intervallo da noi dichiarato. Guardando al futuro, riteniamo che la nostra solida posizione finanziaria, la strategia
distintiva e differenziata e la capacità di rimanere flessibili e rapidi, continueranno a concorrere al nostro posizionamento ottimale per affrontare la volatilità di questa
fase di mercato e per continuare ad assicurare competitivi ritorni ai nostri azionisti.”
Principali dati operativi e risultati economico-finanziari
I Trim.
II Trim.
1.647
Produzione di idrocarburi
mgl di boe/g
I Sem.
var %
var %
1.668
1.712
1.658
1.726
Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo
gigawatt
3.681
Utile operativo proforma adjusted ⁽ᵃ⁾
€ milioni
2.681
4.107
6.362
8.223
2.600
società consolidate
1.889
3.185
4.489
6.212
1.081
società partecipate rilevanti ⁽ᵇ⁾
1.873
2.011
Utile operativo proforma adjusted (per settore) ⁽ᵃ⁾
2.422
3.591
5.730
6.983
Global Gas & LNG Portfolio (GGP) e Power
Enilive e Plenitude
(334)
Refining e Chimica
(193)
(193)
(527)
(246)
(114)
(102)
Corporate, altre attività ed elisioni di consolidamento
(197)
(299)
3.308
2.749
Utile netto ante imposte adjusted ⁽ᵃ⁾
2.200
3.418
4.949
6.544
1.412
Utile (perdita) netto adjusted ⁽ᵃ⁾⁽ᶜ⁾
1.134
1.519
2.546
3.101
1.172
Utile (perdita) netto ⁽ᶜ⁾
1.715
1.872
3.414
Flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo ⁽ᵃ⁾
2.775
3.907
6.189
7.803
2.385
Flusso di cassa netto da attività operativa
3.517
4.571
5.902
6.475
1.885
Investimenti organici ⁽ᵈ⁾
2.029
2.126
3.914
4.116
10.334
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
10.198
12.113
10.198
12.113
57.269
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi
Leverage ante lease liability ex IFRS 16
53.405
55.219
53.405
55.219
Leverage proforma ⁽ᵉ⁾
(a) Per la definizione dei risultati adjusted vedi nota sulle Non-GAAP measure alle pagine 18 e successive.
(b) Per le principali JV/collegate vedi “Riconduzione utile operativo proforma adjusted di Gruppo” a pagina 24.
(c) Di competenza azionisti Eni.
(d) Esclude acquisizioni del controllo di business o di quote di minoranza ed altri item non organici.
(e) Calcolato considerando le transazioni definite ma non ancora finalizzate alla data di reporting.
Highlight strategici e finanziari
I vantaggi competitivi E&P basati sulle competenze e sulla capacità di gestione dei progetti alimentano la crescita futura
• Nel secondo trimestre ’25 produzione di petrolio e gas in riduzione del 2,6% rispetto al trimestre ’24 per effetto delle
operazioni di portafoglio; tuttavia, in aumento dell’1,3% su base sequenziale, in controtendenza rispetto alla stagionalità,
a conferma del trend di crescita previsto nel resto dell’anno.
• Attività esplorativa di Azule Energy (Eni 50%): ad aprile annunciata la scoperta a olio leggero di Capricornus 1-X,
nell’offshore della Namibia; a luglio, la scoperta a gas di Gajajeira-01, nell’offshore dell’Angola.
• Concordati con Petronas i principali termini per la creazione di una JV paritetica, autofinanziata che combinerà i portafogli
di asset a gas dei due partner in Indonesia e Malesia. La nuova entità di rilevanza mondiale sarà in grado di produrre 500
mila boe/giorno nel lungo termine e avrà accesso a un potenziale esplorativo a contenuto rischio di 50 TCF.
• Definito con YPF l’accordo per sviluppare il progetto Argentina LNG da 12 mln tonnellate/anno, valorizzando il gas del
giacimento Vaca Muerta. Grazie a un approccio per fasi, si prevede di esportare fino a 30 mln tonnellate/anno dal 2030.
• Avviato a maggio il giacimento a gas Merakes East nel bacino di Kutei, nell’offshore dell’Indonesia, a soli due anni dalla
FID. A giugno, Vår Energi (Eni 63%) ha avviato la produzione di Balder-X nel Mare del Nord.
Crescita dei business della transizione
La capacità installata di energia rinnovabile ha raggiunto 4,5 GW, in crescita del 45% rispetto al semestre ’24. Capacità
di bio-raffinazione a 1,65 mln ton/anno, con 1 mln ton/anno in fase di sviluppo.
A giugno Plenitude ha sottoposto un’offerta vincolante per l’acquisizione di Acea Energia che consentirebbe di aumentare
la base clienti di oltre il 10%.
La ristrutturazione dei business meno competitivi prosegue, facendo leva sul nostro vantaggio tecnologico
Completate da parte di Versalis le chiusure delle unità di cracking in perdita di Brindisi a marzo e di Priolo a luglio, in
anticipo rispetto ai piani, avviando la successiva fase di riconversione alla manifattura di prodotti decarbonizzati.
Avviati i lavori di costruzione presso l’hub di Livorno finalizzati alla conversione in bioraffineria.
Rilevante creazione di valore grazie agli investimenti di terzi nei nostri business della transizione
Accordo con Ares per un investimento del 20% nel capitale sociale di Plenitude, trasferendo a Eni €2 mld di cassa, sulla
base di un enterprise value del satellite di oltre €12 mld.
Creazione di una società finanziariamente indipendente, in joint venture con GIP, per la gestione e il finanziamento dello
sviluppo del business Eni della CCUS.
Nel primo semestre ’25 Eni ha incassato circa €3,8 mld derivanti da investimenti di terzi in Enilive e Plenitude.
Iniziative di portafoglio e di cassa per mitigare lo scenario con l’obiettivo di tutelare la leva, generare valore e assicurare
sostenibili ritorni per gli azionisti
Nel secondo trimestre ’25 realizzate misure mitigative della cassa per oltre €1 mld al fine di attenuare il negativo
andamento dei prezzi delle commodity e del cambio EUR/USD.
Leverage proforma pari al 10% grazie alla valorizzazione dei satelliti della transizione, alla gestione del portafoglio e
all’ottimizzazione dei costi.
Nel secondo trimestre ’25 distribuiti €0,76 mld di dividendi; avviato il programma di buy-back 2025 (€0,28 mld).
Eccellenti risultati sostenuti dalla solidità del modello di business, dalla disciplina finanziaria e dall’elevata qualità del
portafoglio in grado di mitigare lo scenario
Nel secondo trimestre ’25 l’EBIT proforma adjusted di Gruppo di €2,68 mld è stato in grado di assorbire il negativo
andamento dei prezzi delle commodity e del cambio EUR/USD con il sostegno di iniziative di efficienza, crescita dei
volumi e miglioramenti di mix. Utile netto adjusted di Gruppo a €1,13 mld con un tax rate consolidato del 46,6%.
Risultati di settore nel secondo trimestre ‘25:
E&P: EBIT proforma adjusted di €2,42 mld (-27% su base sequenziale, -33% rispetto al 2Q ‘24). Gli effetti positivi dovuti
al crescente contributo dei progetti a contenuto breakeven e le iniziative di efficienza hanno attenuato lo scenario
(prezzo Brent -20% e +5% cambio EUR/USD).
GGP e Power: EBIT proforma adjusted di €0,39 mld, in crescita del 9% vs. 2Q ‘24 grazie alla valorizzazione del
portafoglio e ai benefici dovuti all’esito di rinegoziazioni e accordi contrattuali.
Enilive: EBIT proforma adjusted di €0,13 mld (€0,2 mld l’EBITDA), in linea rispetto al 2Q ’24. I risultati positivi del
marketing sono stati compensati dallo sfavorevole scenario bio. Plenitude: EBIT proforma adjusted di €0,13 mld (€0,3
mld l’EBITDA), in calo rispetto allo stesso trimestre del 2024.
Refining: risultato in sostanziale pareggio, in miglioramento sequenziale grazie al recupero dei margini dei prodotti e
all’incremento del tasso di utilizzo degli impianti. Chimica: perdita di €0,18 mld a causa della prolungata recessione
del settore europeo. Tuttavia, sono stati registrati dei miglioramenti dovuti ai primi effetti del piano di ristrutturazione.
Il flusso di cassa operativo “CFFO adjusted” 1 di €2,78 mld ha assicurato la copertura degli investimenti lordi
ottimizzati ad un livello pari a €2,03 mld (-5% rispetto al 2Q ’24). Il conseguente free cash flow organico di €0,75 mld,
sostenuto anche da diverse iniziative volte a liberare capitale circolante, e dai proventi della gestione del portafoglio
di circa €0,6 mld, relativi al closing della seconda tranche dell’investimento di KKR in Enilive (ulteriore 5%), hanno
finanziato €1 mld di remunerazione agli azionisti, inclusa la quarta rata del dividendo 2024 (€0,76 mld) e il riacquisto
di azioni proprie (€0,28 mld nell’ambito del programma di buy back 2025). L’indebitamento finanziario netto è
diminuito di circa €0,14 mld rispetto al 31 marzo 2025, attestandosi a €10,2 mld.
Outlook 2025
Nonostante l’effetto negativo dell’indebolimento sia dei prezzi delle materie prime sia del dollaro, il Gruppo rivede al rialzo le
aspettative di generazione di cassa per il 2025 e conferma gli impegni di remunerazione degli azionisti.
In questo contesto:
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.
Inoltre:
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:
o EBITDA proforma adjusted dell’anno previsto rispettivamente pari a circa €1 mld e superiore a €1,1 mld;
o Capacità rinnovabile installata prevista a fine anno ad oltre 5,5 GW (Plenitude @100%); capacità di bioraffinazione a 1,65 MTPA, alla quale si aggiunge 1 MTPA in costruzione.
Indice di solidità finanziaria atteso nell’intervallo indicato nel piano.
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).
1 Calcolato prima della variazione del capitale circolante al costo di rimpiazzo.
2 L’outlook 2025 aggiornato nel secondo trimestre si basa sulle seguenti previsioni: prezzo del Brent a 70 $/barile (65 $/barile nell’outlook del Q1 ’25), prezzo spot del gas TTF a 40
€/MWh, margine di raffinazione SERM a 4 $/barile, tasso di cambio EUR/USD a 1,1.
Segmenti di business: risultati operativi e finanziari
Exploration & Production
Produzione e prezzi
I Trim.
75,66
1,052
1.647
55,21
69,72
Brent dated
Cambio medio EUR/USD
Produzione di idrocarburi
Petrolio
Gas naturale
Prezzi medi di realizzo ⁽ᵃ⁾
Petrolio
Gas naturale
$/barile
mgl di boe/g
mgl di barili/g
mln di metri cubi/g
$/boe
$/barile
$/mgl di metri cubi
II Trim.
67,82
84,94
1,134
1,077
1.668
1.712
50,81
57,03
62,77
77,25
var %
I Sem.
71,74
84,09
1,093
1,081
1.658
1.726
52,99
55,64
66,17
75,97
var %
(a) I prezzi si riferiscono alle società consolidate.
Nel secondo trimestre 2025 la produzione di idrocarburi di 1,67 mln di boe/giorno (1,66 mln nel primo semestre 2025)
ha registrato una riduzione del 3% rispetto al secondo trimestre 2024 (-4% nel semestre) dovuta principalmente alle
operazioni di portafoglio del 2024 in Nigeria, Alaska e Congo. Al netto dei disinvestimenti, la produzione è
sostanzialmente in linea grazie all’entrata a regime dei progetti organici in Costa d’Avorio, Congo, Messico e Italia, e
all’avvio di Merakes Est nell’offshore dell’Indonesia mediante collegamento con la FSU di Jangkrik, che hanno
compensato il declino dei giacimenti maturi. Su base sequenziale, la produzione di idrocarburi è aumentata dell’1,3%.
Gli avvii in Indonesia e Norvegia e l’entrata a regime dei progetti organici in Costa d’Avorio, Norvegia, Messico e Australia
sono stati parzialmente compensati di minori nomine di gas in Kazakhstan, dalla fermata dell’impianto Angola LNG
partecipato da Azule Energy e dal declino di giacimenti maturi.
La produzione di petrolio è stata di 825 mila barili/giorno, in aumento del 6% rispetto al secondo trimestre 2024 (805
mila barili/giorno nel primo semestre 2025, in aumento del 2%). La crescita organica in Costa d’Avorio, a seguito
dell’avvio della Fase 2 del progetto Baleine, e in Messico sono stati compensati dai disinvestimenti e dal declino di
giacimenti maturi.
La produzione di gas naturale è stata di 125 mln di metri cubi/giorno, in riduzione del 9% rispetto al secondo trimestre
2024 (126 mln di metri cubi/giorno nel primo semestre 2025, in riduzione del 9%). La cessione delle attività e il declino
dei giacimenti maturi sono stati in parte compensati dalla crescita organica in Congo (Marine XII), Italia (regimazione di
Argo/Cassiopea) e Indonesia.
Risultati
I Trim.
II Trim.
(€ milioni)
var %
I Sem.
var %
5.406
Ricavi Upstream
4.701
6.312
10.107
11.934
3.308
Utile operativo proforma adjusted
2.422
3.591
5.730
6.983
1.841
1.885
1.495
1.417
3.446
3.745
1.078
1.951
di cui: società partecipate rilevanti
Utile (perdita) operativo delle società consolidate
1.281
1.353
2.230
Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate
1.659
2.698
3.889
5.098
2.456
Utile (perdita) ante imposte adjusted
1.957
2.937
4.413
5.476
1.059
1.323
2.372
2.505
1.313
Esclusione special items
tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted
Costi di ricerca esplorativa:
costi di prospezioni, studi geologici e geofisici
radiazione di pozzi di insuccesso
1.439
I Trim.
1.078
1.320
Investimenti tecnici
1.336
Società partecipate rilevanti
II Trim.
Utile operativo adjusted (quota Eni)
(€ milioni)
2.775
2.885
var %
I Sem.
var %
1.841
1.885
di cui: Vår Energi
1.009
1.192
Azule
Utile netto adjusted
Dividendi
Produzione di idrocarburi
(mgl di boe/g)
Nel secondo trimestre 2025 il settore Exploration & Production ha registrato l’utile operativo proforma adjusted di €2.422
mln con una riduzione del 33% rispetto al secondo trimestre 2024, dovuta ai minori prezzi di realizzo in dollari dei liquidi
che riflettono la riduzione del prezzo del benchmark Brent (-20%) e l’apprezzamento del cambio EUR/USD (+5%) che
penalizza la conversione in euro delle controllate aventi il dollaro USA come moneta funzionale. Tali riduzioni sono state
parzialmente compensate da positivi effetti mix dovuti al crescente contributo dei progetti a maggiore redditività a
seguito della razionalizzazione del portafoglio e alle iniziative di efficienza. Nel semestre ’25, l’utile operativo proforma
adjusted di €5.730 mln è diminuito del 18% rispetto al semestre ’24 per gli stessi fenomeni evidenziati nel commento ai
risultati del trimestre.
Nel secondo trimestre 2025 il settore ha registrato l’utile netto adjusted di €1.059 mln (-20% rispetto al secondo trimestre
2024) al quale hanno contribuito i risultati delle JV e collegate, in particolare Vår Energi, Azule Energy ed Ithaca Energy.
L’utile netto adjusted di €2.372 mln nel primo semestre 2025 evidenzia una riduzione del 5% rispetto al semestre ’24.
Nel secondo trimestre 2025 il tax rate si attesta a circa 46% (46% nel primo semestre 2025), evidenziando una riduzione
di circa 9 punti percentuali rispetto al periodo di confronto del 2024 (circa 8 punti percentuali nel semestre) per effetto
principalmente di un più favorevole mix geografico dei profitti.
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo “Special item” nella sezione Risultati di gruppo.
Sviluppi strategici
Nel 2025 abbiamo effettuato importanti scoperte near-field ad alto valore nel Regno Unito, attraverso Ithaca Energy (Eni
37,2%), in Norvegia, attraverso Vår Energi (Eni 63%) e in Costa d’Avorio. In aprile, la JV Azule Energy (Eni 50%) ha
annunciato i risultati preliminari del pozzo Capricornus 1-X, nel bacino dell’Orange in Namibia, grazie a un test di
produzione positivo che ha intercettato un intervallo mineralizzato a olio leggero. Gli studi di valutazione della scoperta
proseguono. A luglio, Azule ha anche comunicato una scoperta con il primo pozzo a gas di Gajajeira-01 in Angola.
A maggio, Eni ha avviato la produzione di gas del giacimento Merakes East nel blocco East Sepinggan (Eni 85%,
operatore), nel bacino del Kutei, nell’offshore di Indonesia che contribuirà per circa 18.000 boe/g alla produzione Eni. A
giugno, Vår Energi ha avviato la produzione del giacimento ad olio di Balder-X nell’offshore norvegese. La produzione è
prevista raggiungere circa 80 mila boe/giorno nei prossimi 3-4 mesi.
Maggio: avviata l’attività di workover presso il giacimento Sankofa East in Ghana, in prossimità della FPSO John
Agyekum Kufuor, nell’ambito del più ampio piano di sviluppo del giacimento.
Giugno: definito con YPF un accordo che fa seguito al Memorandum di Intesa dello scorso aprile, relativo al progetto
Argentina LNG (ARGLNG) per la definizione delle attività necessarie a traguardare la decisione finale di investimento del
progetto che comprende le installazioni di produzione, di trattamento, di trasporto e di liquefazione del gas attraverso
unità galleggianti, per una capacità totale di 12 mln di tonnellate/anno di GNL destinato ai mercati internazionali.
Giugno: avviata in Congo la nuova piattaforma logistica Yasika, un’infrastruttura strategica all’interno del progetto Congo
LNG. La piattaforma, realizzata per valorizzare il potenziale di gas della concessione Marine XII, sarà impiegata in ausilio
delle due unità galleggianti di liquefazione: Tango FLNG (0,6 MTPA), entrata in produzione a dicembre 2023, e Nguya
FLNG (2,4 MTPA), il cui avvio è previsto entro la fine del 2025.
Giugno: Eni e Petronas hanno firmato l’accordo quadro per la creazione di una nuova Joint Venture che gestirà gli asset
prevalentemente a gas dei due partner rispettivamente in Indonesia e Malesia attraverso una business combination di
due portafogli molto complementari in grado di generare sinergie finanziarie ed operative. In linea con il modello
satellitare Eni di costituire entità upstream geograficamente focalizzate ed autonome, la nuova JV sarà gestita come
un’entità finanziariamente autosufficiente con l’obiettivo produttivo di 500 mila boe/giorno sostenibile nel medio termine
e un potenziale esplorativo a contenuto rischio di 50 trilioni di piedi cubi.
Luglio: Eni ha firmato con il partner Sonatrach un nuovo contratto per l’esplorazione e lo sviluppo di idrocarburi nell’area
di Zemoul El Kbar. Il contratto, della durata di 30 anni, riguarda un’area di circa 4.200 km² situata a circa 300 km a sudest di Hassi Messaoud e comprende anche asset adiacenti precedentemente gestiti tramite contratti separati.
L’accordo fa seguito alla recente assegnazione a Eni, in partnership con PTTEP, del blocco Reggane II, avvenuta
nell’ambito della Gara Algeria 2024.
Global Gas & LNG Portfolio e Power
Vendite e produzione
II Trim.
I Trim.
var %
I Sem.
var %
Spread PSV vs. TTF
Prezzo spot del Gas Italia al PSV
€/MWh
Vendite di gas naturale
mld di metri cubi
Italia
10,44
12,64
Resto d’Europa
10,70
Mercati europei
Resto del Mondo
Totale vendite gas ⁽ᵃ⁾
21,13
24,83
Vendite di GNL
Power
Produzione termoelettrica
12,12
Importatori in Italia
(a) Include vendite intercompany.
Global Gas & LNG Portfolio
• Nel secondo trimestre 2025 le vendite di gas naturale di 9,01 mld di metri cubi sono in diminuzione del 4% rispetto al
periodo di confronto per effetto della riduzione dei volumi venduti nel settore grossisti. Le vendite nel mercato Europeo
pari a 3,58 mld di metri cubi sono sostanzialmente in linea con il periodo di confronto (+1% rispetto al Q2 ’24), a seguito
delle maggiori vendite in Benelux, nella Penisola Iberica e nel Regno Unito, in parte compensate dalle minori vendite in
Turchia e Germania. Nel primo semestre 2025, le vendite di gas naturale ammontano a 21,13 mld di metri cubi, in
riduzione del 15% rispetto al primo semestre 2024, a causa dei minori volumi commercializzati in Italia (-17%, pari a -2,20
mld di metri cubi vs. primo semestre 2024) e nei mercati Europei, in particolare in Turchia (-14%, pari a -1,34 mld di metri
cubi vs primo semestre 2024).
Power
La produzione termoelettrica è stata pari a 4,53 TWh nel secondo trimestre 2025, in aumento dell’8% rispetto al periodo
di confronto per effetto del maggior tasso di utilizzo degli impianti per cogliere le opportunità di mercato (9,94 TWh nel
primo semestre 2025, in aumento dell’8% per gli stessi driver del trimestre).
Risultati
I Trim.
5.590
Ricavi della gestione caratteristica
var %
I Sem.
3.315
9.034
8.464
1.358
(684)
1.370
Utile operativo proforma adjusted
di cui: società partecipate rilevanti
Power
Utile (perdita) operativo delle società consolidate
(566)
(310)
Esclusione special item
Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate
Utile (perdita) ante imposte adjusted
tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted
(207)
(517)
Investimenti tecnici
var %
3.444
II Trim.
(€ milioni)
Nel secondo trimestre 2025 il business Global Gas & LNG Portfolio ha conseguito l’utile operativo proforma adjusted di
€321 mln in lieve riduzione rispetto al 2024, grazie alla continua valorizzazione dal portafoglio gas, nonché ai benefici
connessi alle rinegoziazioni e accordi commerciali. Nel primo semestre ’25 l’utile operativo proforma adjusted di €631
mln è diminuito del 4% rispetto al primo semestre ’24.
Nel secondo trimestre 2025, il business Power ha riportato l’utile operativo proforma adjusted di €66 mln, in aumento di
€44 mln rispetto allo stesso periodo del 2024, per effetto di un provento una tantum dovuto a una rinegoziazione
contrattuale. Nel primo semestre 2025, l’utile operativo proforma adjusted di €229 mln, evidenzia un aumento di €179
mln rispetto al primo semestre 2024.
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo “Special item” nella sezione Risultati di gruppo.
Sviluppi strategici
Luglio: firmato un accordo di lungo termine con Venture Global per la fornitura di 2 MTPA di gas naturale liquefatto
(GNL) per 20 anni a partire dal 2030, previsto anno di avvio della Fase 1 di CP 2 LNG di proprietà di Venture Global.
L’accordo è la prima fornitura a lungo termine di GNL da parte di Eni negli Stati Uniti e rappresenta uno sviluppo
significativo nella strategia di Eni di espandere e diversificare la presenza nel GNL, migliorando la flessibilità del
portafoglio al fine di raggiungere l’obiettivo di 20 MTPA di fornitura di GNL contrattualizzato entro il 2030.
Enilive e Plenitude
Enilive
I Trim.
II Trim.
I Sem.
var %
var %
Enilive
Spread EU HVO UCO-based vs UCO
Spread US RD⁽ᵃ⁾ UCO-based vs UCO
Lavorazioni bio
Tasso utilizzo impianti di raffinazione bio
Totale vendite Enilive
Vendite rete
$/ton
mgl ton
mln ton
10,66
11,81
di cui: Italia
Vendite extrarete
di cui: Italia
Altre vendite
(a) Renewable Diesel.
Nel secondo trimestre 2025 i volumi di lavorazione bio pari a 0,27 mln di tonnellate sono in riduzione del 16% rispetto
allo stesso periodo del 2024 e risentono principalmente dei minori volumi lavorati presso le bioraffinerie di Gela e
Chalmette a seguito delle fermate per manutenzione. La produzione risulta in lieve calo su base sequenziale,
principalmente a causa dell’attività di manutenzione opportunistica svolta a Gela. Nel primo semestre ’25 le lavorazioni
bio sono in riduzione del 16% rispetto al semestre ’24, per gli stessi driver del trimestre.
Nel secondo trimestre 2025 le vendite rete ammontano a 1,97 mln di tonnellate, (+4% rispetto al periodo di confronto), a
seguito delle maggiori vendite in Italia, in particolare di benzine e diesel. Nel primo semestre 2025, le vendite rete
ammontano a 3,75 milioni di tonnellate, +2% rispetto al semestre di confronto per gli stessi driver del trimestre.
Nel secondo trimestre 2025 le vendite extrarete in Italia sono pari a 2,09 mln di tonnellate, -27% rispetto al 2024 a seguito
della minore disponibilità di prodotto in specifiche aree geografiche. In riduzione anche su base semestrale con 4,36
milioni di tonnellate, -18% rispetto al semestre di confronto.
I Trim.
4.757
Ricavi della gestione caratteristica
II Trim.
var %
I Sem.
var %
4.779
5.525
9.536
10.739
EBITDA proforma adjusted
Utile operativo proforma adjusted
di cui: società partecipate rilevanti
Utile (perdita) operativo delle società consolidate
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate
Utile (perdita) ante imposte adjusted
Utile (perdita) netto adjusted
Flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo
(1.264)
(482)
(1.264)
(482)
(1.038)
(€ milioni)
Indebitamento netto
Investimenti tecnici
Nel secondo trimestre 2025, il business Enilive ha registrato un utile operativo proforma adjusted di €129 mln,
sostanzialmente in linea rispetto allo stesso periodo del 2024 (€224 mln nel primo semestre ’25 rispetto a €313 mln del
primo semestre ’24, -28%). La positiva performance del marketing conseguita grazie alla rete Eni di evolute stazioni di
servizio è stata compensata dall’impatto dei minori margini dei biocarburanti penalizzati dall’oversupply con impatti
negativi sui prezzi spot dell’HVO nell’Unione Europea.
L’EBITDA proforma adjusted di €209 mln è in linea rispetto al secondo trimestre 2024 (€208 mln). Nel primo semestre
’25 l’EBITDA proforma adjusted è stato di €381 mln, in calo del 18% rispetto ai €464 mln del primo semestre ‘24.
Tuttavia, dal mese di giugno, gli spread della bioraffinazione in Europa hanno mostrato segni di ripresa, creando
condizioni favorevoli per Enilive per capitalizzare il miglioramento dei margini nella seconda metà dell’anno, sostenuto
da una domanda stagionale più elevata.
Plenitude
I Trim.
II Trim.
I Sem.
var %
var %
Plenitude
PUN Index GME
€/MWh
Clienti retail/business a fine periodo
mln pdf
Vendite retail e business gas a clienti finali
mld di metri cubi
Vendite retail e business energia elettrica a clienti finali
terawattora
Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo
gigawatt
Produzione di energia da fonti rinnovabili
Punti di ricarica veicoli elettrici a fine periodo
terawattora
migliaia
Al 30 giugno 2025, clienti retail/business leggermente superiori a 10 mln (gas ed energia elettrica), in linea rispetto al
30 giugno 2024.
Le vendite retail e business di gas a clienti finali pari a 0,68 mld di metri cubi nel secondo trimestre 2025, sono in calo
del 7% rispetto al periodo di confronto, principalmente a causa della riduzione dei clienti retail e della base clienti nel
segmento business, in Italia e in Francia. Nel primo semestre 2025 le vendite ammontano a 3,07 mld di metri cubi in
calo del 7% principalmente in Italia, a seguito della riduzione dei clienti e dei consumi medi.
Le vendite retail e business di energia elettrica a clienti finali pari a 4,09 TWh nel secondo trimestre 2025 sono in
riduzione dell’1% rispetto al secondo trimestre 2024, a seguito principalmente dei minori volumi commercializzati nel
resto d’Europa. Nel semestre 2025, le vendite di 8,99 TWh beneficiano dell’incremento della base clienti nel segmento
business in Italia.
Al 30 giugno 2025, la capacità installata da fonti rinnovabili è pari a 4,5 GW, principalmente grazie allo sviluppo organico
dei progetti in Spagna, Stati Uniti, Regno Unito e Italia, e alle acquisizioni negli Stati Uniti, Spagna e Germania.
La produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili è stata pari a 1,5 TWh nel secondo trimestre 2025, in aumento del
23% rispetto al secondo trimestre 2024 (2,7 TWh nel semestre ’25, in aumento del 17% rispetto al semestre ’24),
principalmente grazie allo start-up dei progetti organici e al positivo contributo degli asset acquisiti.
I punti di ricarica dei veicoli elettrici installati al 30 giugno 2025 sono pari a 21,8 mila unità, in aumento del 7% rispetto
alle 20,4 mila unità al 30 giugno 2024, grazie allo sviluppo della rete.
I Trim.
3.718
Ricavi della gestione caratteristica
var %
I Sem.
var %
1.885
1.871
5.603
5.207
EBITDA proforma adjusted
Utile operativo proforma adjusted
Utile (perdita) operativo delle società consolidate
Esclusione special item
(252)
(435)
Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate
Utile (perdita) ante imposte adjusted
Utile (perdita) netto adjusted
II Trim.
(€ milioni)
2.792
Indebitamento netto
Flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo
2.061
1.981
2.061
1.981
Investimenti tecnici
Nel secondo trimestre 2025, Plenitude ha conseguito un utile operativo proforma adjusted di €133 mln, in riduzione
dell’11% rispetto allo stesso periodo di confronto, per effetto dei minori risultati del business retail parzialmente
compensati dal ramp-up della capacità installata da fonti rinnovabili e dei relativi volumi (nel primo semestre ’25 l’utile
operativo proforma adjusted ammonta a €374 mln, in riduzione del 4% rispetto al periodo di confronto pari a €391 mln).
Il business ha conseguito un EBITDA proforma adjusted pari a €256 mln, in calo del 3% rispetto al secondo trimestre
2024 (nel semestre €614 mln, +1% rispetto a €609 mln del periodo di confronto).
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo “Special items” nella sezione Risultati di gruppo.
Sviluppi strategici
Maggio: Plenitude e Marelli, azienda di componentistica per l’industria automobilistica, hanno definito un accordo per la
realizzazione di tre impianti fotovoltaici e di una Comunità Energetica. Gli impianti saranno situati negli stabilimenti
produttivi Marelli in Italia (Potenza, L’Aquila e Torino) con una capacità installata complessiva di 5,4 MW. Questa iniziativa
conferma la strategia di Plenitude nel promuovere le Comunità Energetiche come strumento della transizione fondato
sulla condivisione dell’energia da fonti rinnovabili in un contesto di prossimità tra chi utilizza e condivide l’energia e gli
impianti che la producono.
Giugno: Eni e i fondi Alternative Credit di Ares Management (“Ares”), affiliati del principale gestore globale di investimenti
Ares Management Corporation (NYSE: ARES), hanno concordato i termini economici e di governance per la cessione di
una partecipazione in Plenitude pari al 20% del capitale sociale per un controvalore di circa €2 mld sulla base di un equity
value della Società di €10 mld, corrispondente a un enterprise value di oltre €12 mld. Il completamento dell’operazione è
subordinato al rilascio delle autorizzazioni da parte delle autorità competenti.
Giugno: Plenitude ha siglato un accordo con Modine, azienda specializzata in sistemi e componenti per la gestione
termica, finalizzato alla realizzazione di un nuovo impianto fotovoltaico a Pocenia (Udine). L’impianto, con una capacità
installata di 1,585 MWp, genererà circa 1,8 GWh di elettricità all’anno.
Giugno: Plenitude ha avviato la produzione del blocco nord dell’impianto fotovoltaico di Renopool nella regione
dell’Estremadura in Spagna, per una capacità installata di 130 MW. Una volta operativo entro la fine del 2025, sarà il più
grande parco solare realizzato dalla Società a livello globale costituito da sette impianti, con una capacità installata
complessiva di 330 MW. Il blocco nord, attualmente connesso alla rete e costituito da tre impianti fotovoltaici è atteso
produrre oltre 265 GWh all’anno.
Luglio: Plenitude ha avviato la costruzione del nuovo progetto fotovoltaico da 200 MW di Entrenúcleos situato nella
provincia di Siviglia, in Andalusia. La produzione di energia rinnovabile stimata del progetto supererà i 435 GWh all’anno.
Refining e Chimica
Produzioni e vendite
I Trim.
II Trim.
var %
I Sem.
var %
Refining
Standard Eni Refining Margin (SERM)
Lavorazioni in conto proprio Italia
$/barile
mln ton
Lavorazioni in conto proprio resto del Mondo
Totale lavorazioni in conto proprio
12,24
12,20
Tasso utilizzo impianti di raffinazione
Chimica
Vendite prodotti chimici
mln ton
Tasso utilizzo impianti
Refining
Nel secondo trimestre 2025 il margine di raffinazione indicatore Eni (Standard Eni Refining Margin) si è attestato in
media a 4,8 $/barile, rispetto a 6,4 $/barile nel secondo trimestre 2024, dovuto ai ridotti crack spreads dei prodotti,
impattati negativamente dalla debole domanda, in particolare nei settori industriali e delle costruzioni, dall’eccesso di
capacità e dalla pressione competitiva delle altre aree geografiche (4,3 $/barile nel primo semestre 2025, in riduzione
rispetto a 7,6 $/barile nel primo semestre 2024, principalmente per effetto del trend registrato nel primo trimestre
2025).
Nel secondo trimestre 2025 le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio in Italia, pari a 3,73 mln di
tonnellate, sono in aumento del 21% rispetto al secondo trimestre 2024, per effetto dei maggiori volumi lavorati presso
le raffinerie di Sannazzaro, Milazzo e Taranto, a seguito di minori fermate programmate, nonostante l’upset
dell’impianto di Taranto avvenuto a maggio, il cui ripristino è atteso entro fine 2025. Nel resto del mondo, le lavorazioni
sono diminuite del 3% rispetto al secondo trimestre 2024 per effetto di minori volumi lavorati in Germania. Nel primo
semestre 2025 le lavorazioni in Italia sono stabili, mentre nel resto del mondo evidenziano un aumento (+3%).
Chimica
Le vendite di prodotti chimici nel secondo trimestre 2025 sono pari a 0,72 mln di tonnellate, in riduzione del 5% rispetto
al periodo di confronto a seguito del calo della domanda e di fermate produttive. Nel primo semestre ’25 le vendite
sono pari a 1,52 mln di tonnellate, -6% rispetto al semestre 2024.
I margini sono rimasti deboli in tutti i settori. I prezzi riportati dalle materie prime non hanno recuperato i costi dei fattori
produttivi energetici e delle materie prime, a causa del difficile contesto europeo, della debolezza dell’attività economica
e delle pressioni competitive di operatori con strutture di costo migliori.
Risultati
I Trim.
4.932
(334)
(243)
(459)
(343)
(343)
(310)
Ricavi della gestione caratteristica
Utile (perdita) operativo proforma adjusted
Refining
di cui: società partecipate rilevanti
Chimica
Utile (perdita) operativo delle società consolidate
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate
Utile (perdita) ante imposte adjusted
II Trim.
4.533
5.517
(193)
(193)
(184)
(222)
(843)
(234)
(213)
(246)
(207)
(199)
Utile (perdita) netto adjusted
(197)
(€ milioni)
Investimenti tecnici
I Sem.
9.465
11.191
(527)
(246)
(100)
(427)
(390)
(1.302)
(173)
(225)
(556)
(371)
(550)
(262)
(147)
(507)
(184)
var %
var %
Nel secondo trimestre 2025, il business Refining, che include il contributo di ADNOC R&GT ha raggiunto un risultato quasi
in pareggio, in calo rispetto al risultato positivo del secondo trimestre 2024 a causa dei minori margini. Su base
sequenziale, con la ripresa dello scenario in particolare a giugno, i risultati registrano un significativo miglioramento
nonostante l’upset dell’impianto sopra menzionato. Nel primo semestre 2025, il business ha conseguito una perdita
operativa proforma adjusted di €100 mln, in calo rispetto al periodo di confronto per effetto di più deboli margini di
raffinazione.
Nel secondo trimestre 2025, il business della Chimica gestito da Versalis ha riportato una perdita operativa proforma
adjusted pari a €184 mln, in diminuzione di €38 mln rispetto al secondo trimestre 2024 a seguito dei minori costi delle
materie prime e dei primi benefici del piano di ristrutturazione. Tale risultato riflette un contesto di perdurante contrazione
del settore chimico europeo, dovuto al rallentamento macroeconomico e ai maggiori costi di produzione in Europa che
hanno ridotto la competitività delle produzioni di Versalis rispetto ai competitors americani ed asiatici in un contesto di
eccesso di offerta. Nel primo semestre 2025, la perdita proforma adjusted di €427 mln, in aumento rispetto alla perdita
di €390 mln nel primo semestre 2024 riflette condizioni di mercato eccezionalmente avverse.
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo “Special items” nella sezione Risultati di gruppo.
Sviluppi strategici
Giugno: Versalis ha avviato presso lo stabilimento di Mantova, l’impianto dimostrativo della tecnologia Hoop®, per il
riciclo chimico dei rifiuti in plastica mista. Grazie a questa tecnologia, complementare al riciclo meccanico, si possono
trasformare i rifiuti di plastica mista in materia prima per la realizzazione di nuovi prodotti.
Risultati di sostenibilità e altri sviluppi
Tra i principali sviluppi della strategia di Gruppo finalizzata a rendere sempre più sostenibile la performance ESG delle attività
industriali del Gruppo si evidenzia:
• Aprile: Eni ha perfezionato la chiusura finanziaria degli accordi con il Dipartimento per la Sicurezza Energetica e Net Zero
(DESNZ) del Regno Unito relativi al progetto Liverpool Bay CCS, dove Eni è operatore delle attività di trasporto e
stoccaggio (T&S) di CO2 all’interno del Consorzio industriale Hynet. Con questo accordo il progetto Liverpool Bay CCS
entra nella fase esecutiva di realizzazione, sbloccando investimenti chiave nella catena di approvvigionamento, la
maggior parte dei quali a livello locale.
• Maggio: Eni Foundation ed Eni Natural Energies (ENE) Angola hanno firmato due Memorandum of Understanding (MoU)
con il Ministero della Salute angolano. Il primo MoU riguarda una nuova iniziativa di assistenza sanitaria pediatrica
incentrata sul rafforzamento dei servizi di terapia intensiva neonatale e pediatrica. Il secondo MoU riguarda lo sviluppo
di un’interfaccia digitale per migliorare il coordinamento tra gli ospedali di Luanda. Entrambi i progetti mirano a migliorare
la qualità dell’assistenza sanitaria e l’accessibilità per i pazienti in tutto il Paese.
• Maggio: Eni ha firmato un accordo per entrare in un periodo di trattativa esclusiva con Global Infrastructure Partners
(“GIP”), investitore che fa parte del private equity BlackRock, con l’obiettivo di finalizzare il processo di due diligence e la
redazione della documentazione relativa alla cessione di una partecipazione di controllo congiunto pari al 49,99% in Eni
CCUS Holding, società che include e opera i progetti CCS di Hynet e Bacton nel Regno Unito, L10 in Olanda e che ha
anche il diritto di acquisire, nel prossimo futuro, il progetto di Ravenna. In base all’accordo definitivo in corso di
negoziazione, oltre all’acquisizione iniziale del 49,99% di partecipazione GIP prevede di contribuire agli investimenti nei
progetti CCUS in corso.
• Giugno: Eni è stata confermata, per il diciannovesimo anno consecutivo, nell’indice di borsa FTSE4Good Developed con
un punteggio tra le top 5 del settore.
• Giugno: Eni ha lanciato l’iniziativa “HPC Call4Innovators”, in collaborazione con Advanced Micro Devices (AMD), Hewlett
Packard Enterprise (HPE) e Consorzio CINECA, con il supporto di Plug and Play, in cui startup, PMI, istituzioni
accademiche e centri di ricerca avranno accesso diretto alle risorse di supercalcolo di HPC6 per testare i propri modelli
di calcolo e collaborare con gli esperti della Società, con l’obiettivo di accelerare in modo significativo lo sviluppo di
tecnologie per la decarbonizzazione e promuovere metodologie computazionali innovative applicate alla transizione
energetica.
• Giugno: Eni ha avviato il primo export di olio vegetale dalla Costa d’Avorio, prodotto a partire dai residui dell’albero della
gomma, in linea con la strategia di decarbonizzazione dell’azienda e lo sviluppo sostenibile delle filiere agricole locali.
• Giugno: Eni ha inaugurato il primo impianto di estrazione di olio vegetale nella Repubblica del Congo presso la città di
Loudima. L’impianto ha una capacità di 30 mila tonnellate/anno di olio vegetale e la produzione verrà destinata alle
bioraffinerie Enilive, dove verrà trasformata in biocarburante utile per la decarbonizzazione dei trasporti, nell’ottica della
strategia Eni di mobilità sostenibile.
• Giugno: Eni Next ha siglato con il Gruppo Azimut un accordo di collaborazione nell’ambito del quale Azimut lancerà un
nuovo fondo di investimento a lungo termine europeo (ELTIF) di venture capital per cui si avvarrà anche della consulenza
e delle competenze di Eni Next sugli sviluppi tecnologici nel settore energetico. Il fondo ELTIF, il cui avvio è previsto per
settembre 2025, sosterrà gli investimenti nel settore energy tech.
Luglio: Eni ha sottoscritto con Khazna Data Centers, leader globale nelle infrastrutture digitali hyperscale, un Head of
Terms (HoT) per la costituzione di una Joint Venture finalizzata allo sviluppo di un “AI Data Center Campus” con capacità
IT complessiva di 500 MW, nel sito di Ferrera Erbognone, in Lombardia. Il progetto si inquadra nella partnership strategica
tra Italia ed Emirati Arabi Uniti avviata a febbraio 2025 che punta a raggiungere una capacità IT complessiva fino a 1 GW
in Italia.
Risultati di Gruppo
I Trim.
II Trim.
(€ milioni)
var %
I Sem.
var %
22.565
Ricavi della gestione caratteristica
18.767
21.715
41.332
44.651
2.328
Utile (perdita) operativo
1.162
1.581
3.490
4.251
Eliminazione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item ⁽ᵃ⁾
1.554
1.967
1.889
3.185
4.489
6.212
1.873
2.011
2.681
4.107
6.362
8.223
2.600
Utile (perdita) operativo adjusted
1.081
Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti
3.681
Utile operativo proforma adjusted
3.308
2.422
3.591
5.730
6.983
Global Gas & LNG Portfolio (GGP) e Power
Enilive e Plenitude
(527)
(246)
(299)
(334)
Refining e Chimica
(193)
(193)
(102)
Corporate, altre attività ed elisioni di consolidamento
(197)
2.749
Utile (perdita) ante imposte adjusted
2.200
3.418
4.949
6.544
1.453
Utile (perdita) netto adjusted
1.175
1.539
2.628
3.137
1.195
Utile (perdita) netto
1.756
1.932
1.172
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
1.715
1.872
Eliminazione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item ⁽ᵃ⁾
1.233
1.134
1.519
2.546
3.101
1.412
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
(a) Per maggiori informazioni v. tabella “Analisi degli special item”.
Nel secondo trimestre 2025 il Gruppo ha conseguito l’utile operativo proforma adjusted di €2.681 mln, con una riduzione
del 35% rispetto al trimestre di confronto per effetto principalmente della flessione del 20% del prezzo del Brent e
dell’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. Il risultato del periodo comparativo include un provento derivante da un accordo sulla ripartizione dei costi
ambientali con un’altra società italiana relativi ad attività di bonifica in siti industriali nei quali Eni era subentrato come
successore alla prima. 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 secondo trimestre 2025, 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
primo semestre ’25 il Gruppo ha conseguito un utile ante imposte adjusted di €4.949 mln, in calo del 24% rispetto al
primo semestre ’24.
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 primo
semestre ’25 l’utile netto adjusted di competenza degli azionisti Eni è pari a €2.546 mln, in calo del 18% rispetto al primo
semestre ’24.
Posizione finanziaria netta e cash flow operativo
I Trim.
1.195
(€ milioni)
Utile (perdita) netto
I Sem.
var. ass.
(134)
1.756
1.932
(176)
(1.341)
II Trim.
var. ass.
Rettifiche per ricondurre l’utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa:
1.842
1.716
2.991
(1.275)
3.558
4.899
– plusvalenze nette su cessioni di attività
(165)
(184)
1.434
– dividendi, interessi e imposte
1.456
(506)
2.384
3.165
(781)
(984)
Variazione del capitale di esercizio
1.176
(1.038)
1.230
Dividendi incassati da partecipate
1.104
(225)
(1.058)
(1.483)
(2.230)
(2.819)
(334)
(296)
(631)
(584)
(573)
(1.172)
– ammortamenti e altre componenti non monetarie
Imposte pagate
(297)
Interessi (pagati) incassati
2.385
Flusso di cassa netto da attività operativa
3.517
4.571
(1.054)
5.902
6.475
(1.819)
Investimenti tecnici
(1.954)
(2.021)
(3.773)
(3.952)
(100)
(547)
(351)
(2.308)
1.957
(251)
Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d’azienda
(316)
(543)
Altre variazioni relative all’attività di investimento
(275)
(242)
(175)
(223)
Free cash flow
1.271
2.369
(1.098)
1.687
(200)
Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all’attività operativa
(190)
(120)
(2.768)
(1.007)
Dismissioni di partecipazioni consolidate, rami d’azienda, attività materiali e immateriali e partecipazioni
Variazione debiti finanziari correnti e non correnti
(317)
(645)
(1.324)
1.444
(375)
Rimborso di passività per beni in leasing
(300)
(362)
(675)
(671)
2.022
Flusso di cassa del capitale proprio
(458)
(908)
1.564
(1.486)
3.050
Flusso di cassa netto delle obbligazioni perpetue subordinate ibride e interessi
Variazioni area di consolidamento e differenze cambio sulle disponibilità
(121)
(150)
(204)
(249)
VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILITA’ LIQUIDE ED EQUIVALENTI
3.414
Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted
I Trim.
1.419
(1.399)
2.775
3.907
(1.132)
6.189
7.803
(1.614)
II Trim.
var. ass.
I Sem.
var. ass.
Free cash flow
1.271
2.369
(1.098)
1.687
(375)
Rimborso di passività per beni in leasing
(300)
(362)
(675)
(671)
(309)
(478)
(€ milioni)
Debiti e crediti finanziari società acquisite
(413)
Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni
(312)
(591)
(725)
(721)
2.022
Flusso di cassa del capitale proprio
(458)
(908)
1.564
(1.486)
3.050
1.841
Flusso di cassa netto delle obbligazioni perpetue subordinate ibride e interessi
VARIAZIONE DELL’INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO ANTE PASSIVITA’ PER LEASING
(633)
1.977
(2.553)
4.530
Rimborsi lease liability
(123)
Accensioni del periodo e altre variazioni
(289)
(676)
2.093
VARIAZIONE DELL’INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO POST PASSIVITA’ PER LEASING
(213)
2.722
(2.558)
5.280
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.
Il flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted si ridetermina in €6.189 mln nel primo
semestre 2025 (€2.775 mln nel secondo trimestre 2025), al netto delle seguenti componenti: l’utile/perdita di magazzino olio
e prodotti, la differenza temporanea tra il valore del magazzino gas calcolato in base al metodo del costo medio ponderato
e la misura interna di performance del management che utilizza il magazzino quale leva di ottimizzazione dei margini, il fair
value dei derivati su commodity privi dei requisiti formali per il trattamento in hedge accounting, o ripartiti proporzionalmente
per competenza, gli oneri di decommissioning stanziati in relazione a piani industriali di riconversione di impianti non
competitivi nello scenario di transizione o di smantellamento di attività in perdita.
La riconduzione del flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted al flusso di cassa netto
da attività operativa è riportata di seguito:
I Trim.
II Trim.
2024 var. ass.
I Sem.
2024 var. ass.
Flusso di cassa netto da attività operativa
3.517
4.571
(1.054)
5.902
6.475
(573)
Variazione del capitale di esercizio
(1.176)
(827)
(349)
(192)
1.038
(1.230)
Esclusione derivati su commodity
(405)
(157)
Esclusione (utile) perdita di magazzino
2.685
4.171
(1.486)
6.015
7.611
(1.596)
(264)
2.775
3.907
(1.132)
6.189
7.803
(1.614)
2.385
3.330
3.414
(€ milioni)
Flusso di cassa netto ante variazione circolante a costi di rimpiazzo
(Proventi) oneri straordinari
Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo
adjusted
I capex organici di €3,9 mld nel primo semestre 2025 registrano una riduzione del 5% rispetto al semestre 2024 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.
La manovra netta di portafoglio (saldo cessioni/acquisizioni) evidenzia un esborso di circa €0,3 mld. Le acquisizioni sono
riferite allo sviluppo della capacità da fonti rinnovabili di Plenitude e allo sviluppo dell’attività agri-business. Altri flussi di
cassa relativi all’attività di investimento includono l’incasso di un conguaglio post chiusura della business combination con
Ithaca Energy Plc (€0,12 mld). I flussi del capitale proprio comprendono l’incasso di €3,6 mld per l’investimento del 30% da
parte del fondo KKR in Enilive, nonché €0,2 mld relativi all’incremento della partecipazione del 2,4% di EIP in Plenitude.
La riduzione dell’indebitamento ante IFRS 16 pari a circa €2 mld è dovuta al flusso di cassa netto da attività operativa
adjusted di €6,2 mld, e al flusso di cassa del capitale proprio (€3,8 mld) relativo all’investimento del 30% da parte del fondo
KKR in Enilive e alla seconda transazione del fondo EIP nel capitale sociale di Plenitude, ai capex organici di €3,9 mld, al
pagamento dei dividendi agli azionisti Eni e all’acquisto di azioni proprie di €2,2 mld (€1,5 mld di pagamento dividendi e €0,7
mld relativi al riacquisto di azioni), al ripagamento dei debiti verso fornitori per l’acquisto di beni capitali rilevati come
finanziari in relazione alle dilazioni di pagamento concordate (€0,8 mld), nonché al pagamento delle rate di leasing e delle
cedole dei bond ibridi (€0,8 mld) e altre variazioni (€0,2 mld).
Eni, a seguito dell’autorizzazione dell’Assemblea degli Azionisti del 14 maggio 2025, ha avviato il programma 2025 di
acquisto di azioni proprie, da realizzarsi entro la fine di aprile 2026 con un esborso di €1,5 mld. Tale ammontare potrà essere
incrementato, sulla base di eventuali aumenti del flusso di cassa da attività operativa, fino ad un massimo complessivo di
€3,5 mld. Alla data del 18 luglio 2025, sono state acquistate circa 32,2 mln di azioni con un esborso di €440 mln.
Stato patrimoniale riclassificato
(€ milioni)
31 Dic. 2024
30 Giu. 2025
Var. ass.
Capitale immobilizzato
Immobili, impianti e macchinari
59.864
52.910
(6.954)
Diritto di utilizzo beni in leasing
5.822
5.275
(547)
Attività immateriali
6.434
6.421
Rimanenze immobilizzate – scorte d’obbligo
1.595
1.379
(216)
Partecipazioni
15.545
14.224
(1.321)
Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa
1.107
1.026
Debiti netti relativi all’attività di investimento
(1.364)
(1.209)
89.003
80.026
(8.977)
Capitale di esercizio netto
Rimanenze
6.259
5.798
(461)
Crediti commerciali
12.562
9.562
(3.000)
Debiti commerciali
(15.170)
(12.378)
2.792
(313)
(457)
(15.774)
(14.433)
1.341
Attività (passività) tributarie nette
Fondi per rischi e oneri
Altre attività (passività) d’esercizio
Fondi per benefici ai dipendenti
Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili
(2.292)
(803)
1.489
(14.271)
(12.567)
1.704
(681)
(687)
2.539
2.314
CAPITALE INVESTITO NETTO
74.276
69.311
(4.965)
Patrimonio netto degli azionisti Eni
52.785
49.738
(3.047)
Interessenze di terzi
2.863
3.667
Patrimonio netto
55.648
53.405
(2.243)
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
12.175
10.198
(1.977)
Passività per beni leasing
6.453
5.708
(745)
Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16
18.628
15.906
(2.722)
COPERTURE
74.276
69.311
(4.965)
Leverage ante lease liability ex IFRS 16
Leverage post lease liability ex IFRS 16
Gearing ante lease liability ex IFRS 16
Gearing post lease liability ex IFRS 16
Al 30 giugno 2025 il capitale immobilizzato (€80 mld) è diminuito di €9 mld rispetto al 31 dicembre 2024 a seguito dell’effetto
negativo delle differenze cambio (al 30 giugno 2025, cambio puntuale EUR/USD pari a 1,172 rispetto al cambio di 1,039 al
31 dicembre 2024, +13%) che hanno ridotto il valore in euro dei book value delle attività denominate in dollari, nonché della
classificazione “Attività destinate alla vendita” di partecipazioni in asset operati del settore upstream in Costa d’Avorio e
Congo.
Il patrimonio netto (€53,4 mld) è diminuito di €2,2 mld rispetto al 31 dicembre 2024 per effetto delle differenze cambio
negative (circa €6 mld) a causa del deprezzamento del dollaro USA rispetto all’euro, e della remunerazione degli azionisti per
€2,2 mld (distribuzione dividendi e riacquisto di azioni proprie). Queste riduzioni sono state parzialmente compensate
dall’utile netto del periodo (€1,8 mld) e dalla rilevazione nelle riserve di utili della differenza positiva (circa €2,7 mld) tra il
corrispettivo incassato per effetto dell’investimento del 30% del fondo KKR nella controllata Enilive e il valore contabile della
corrispondente frazione di patrimonio netto ceduto che incrementa i non-controlling interest.
Le interessenze di terzi di €3,7 mld al 30 giugno 2025 includono: i) la partecipazione di minoranza acquisita dal socio KKR
nel capitale sociale di Enilive nel semestre (€0,9 mld) e l’incremento della partecipazione di minoranza del fondo EIP in
Plenitude a €0,7 mld; ii) il bond ibrido perpetuo subordinato emesso da una controllata del Gruppo nel 2024 (€1,8 mld)
classificato nel patrimonio netto in considerazione del diritto incondizionato del Gruppo di evitare il trasferimento di liquidità
o altre attività finanziarie agli obbligazionisti.
L’indebitamento finanziario netto 3 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 4 – 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.
Special item
Gli special item dell’utile operativo (al lordo del relativo effetto fiscale) sono rappresentati da oneri netti di €641 mln e €355
mln rispettivamente nel primo semestre e nel secondo trimestre 2025, con il seguente breakdown per settore:
E&P: oneri netti di €443 mln nel primo semestre 2025 (oneri netti di €164 mln nel secondo trimestre 2025) relativi
principalmente a write-down di proprietà in fase di dismissione il cui valore è stato allineato al fair value (circa €350 mln)
nonché alla revisione delle riserve di un altro asset;
GGP e Power: proventi netti di €517 mln nel primo semestre 2025 (€207 mln nel secondo trimestre 2025) rappresentati
principalmente dalla componente valutativa dei derivati su commodity privi dei requisiti per l’hedge accounting o vendite
a termine di gas di portafoglio per le quali non è prevista la own use exemption (€342 mln e €99 mln rispettivamente nel
primo semestre e nel secondo trimestre 2025). La riclassificazione del saldo negativo di €297 mln (€196 nel secondo
trimestre 2025) si riferisce ai derivati utilizzati per la gestione dell’esposizione dei margini alle variazioni dei tassi di
cambio delle valute estere e alle differenze di conversione dei debiti e dei crediti commerciali.
Enilive e Plenitude: oneri netti per €334 mln (€118 mln nel secondo trimestre 2025) relativi principalmente alla
componente valutativa dei derivati su commodity privi dei requisiti per l’hedge accounting (€293 mln e €85 mln
rispettivamente nel primo semestre e secondo trimestre 2025).
Refining e Chimica: oneri netti di €319 mln (€234 mln nel secondo trimestre 2025) relativi principalmente al write-down
degli investimenti di compliance e stay-in-business relativi a CGU con flussi di cassa attesi negativi (€159 mln e €99 mln
rispettivamente nel primo semestre e secondo trimestre 2025) e ad oneri ambientali di €117 mln (€102 mln nel secondo
trimestre 2025).
Informazioni sulla composizione dell’indebitamento finanziario netto sono fornite a pag. 27.
In questo comunicato stampa apposite note esplicative illustrano contenuto e significato degli indicatori alternativi di performance in linea con gli Orientamenti dell’ESMA sugli Indicatori
Alternativi di Performance (Orientamenti ESMA/2015/1415) pubblicati in data 5 ottobre 2015. Per la definizione di questi indicatori alternativi di performance v. sezione Indicatori Alternativi
di Performance alle pag. 18 e seguenti del presente comunicato stampa.
Altre informazioni, basis of presentation e disclaimer
Il presente comunicato stampa sui risultati consolidati dell’Eni relativi al secondo trimestre e al primo semestre 2025 è stato redatto su base volontaria
in ottemperanza a quanto stabilito dall’art. 82-ter del Regolamento Emittenti (delibera CONSOB n. 11971 del 14 maggio 1999 e successive
modificazioni) nell’ambito di una policy aziendale di regolare informativa sulle performance finanziarie e operative della Compagnia rivolta al mercato
e agli investitori in linea con il comportamento dei principali peer che pubblicano un reporting trimestrale. Le informazioni economiche sono fornite
con riferimento al secondo trimestre e primo semestre 2025 e ai relativi comparative period (secondo trimestre e primo semestre 2024 e primo
trimestre 2025). I flussi di cassa sono presentati con riferimento agli stessi periodi. Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 30
giugno 2025 e al 31 dicembre 2024. Le informazioni economiche, patrimoniali e finanziarie, laddove non diversamente indicato, sono state redatte
conformemente ai criteri di rilevazione e valutazione stabiliti dagli International Financial Reporting Standard (IFRS), emanati dall’International
Accounting Standards Board (IASB) e adottati dalla Commissione Europea secondo la procedura di cui all’art. 6 del Regolamento (CE) n. 1606/2002
del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002. I criteri di rilevazione e valutazione adottati nella preparazione dei risultati del secondo
trimestre 2025 e del primo semestre 2025 sono gli stessi adottati nella redazione della Relazione Finanziaria Annuale 2024 alla quale si rinvia. La
relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2025 redatta ai sensi dell’art. 154-ter del TUF soggetta a limited review sarà pubblicata nella
prima settimana d’agosto.
Il contenuto e il significato delle misure di risultato non-GAAP e degli altri indicatori alternativi di performance è spiegato da note esplicative dedicate,
in linea con gli Orientamenti dell’ESMA sugli Indicatori Alternativi di Performance (Orientamenti ESMA/2015/1415) pubblicati in data 5 ottobre 2015.
Per maggiori dettagli si rinvia alla sezione “Misure alternative di performance (Non-GAAP measure)” del presente “Comunicato stampa”.
Il Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari, Francesco Esposito, dichiara ai sensi del comma 2 art. 154-bis del TUF che
l’informativa contabile nel presente comunicato corrisponde alle risultanze documentali, ai libri e alle scritture contabili.
Disclaimer
Questo comunicato stampa contiene dichiarazioni previsionali (“forward-looking statements”) relative a: piani di investimento, dividendi, acquisto di azioni
proprie, allocazione dei flussi di cassa futuri generati dalla gestione, evoluzione della struttura finanziaria, performance gestionali future, obiettivi di
crescita delle produzioni e delle vendite, esecuzione dei progetti. I forward-looking statements hanno per loro natura una componente di rischiosità e di
incertezza perché dipendono dal verificarsi di eventi e sviluppi futuri. I risultati effettivi potranno differire in misura anche significativa rispetto a quelli
annunciati in relazione a una molteplicità di fattori, tra cui: l’avvio effettivo di nuovi giacimenti di petrolio e di gas naturale, la capacità del management
nell’esecuzione dei piani industriali e il successo nelle trattative commerciali, l’evoluzione futura della domanda, dell’offerta e dei prezzi del petrolio, del
gas naturale e dei prodotti petroliferi, le performance operative effettive, le condizioni macroeconomiche generali, fattori geopolitici quali le tensioni
internazionali e l’instabilità socio-politica e i mutamenti del quadro economico e normativo in molti dei Paesi nei quali Eni opera, l’impatto delle
regolamentazioni dell’industria degli idrocarburi, del settore dell’energia elettrica e in materia ambientale, il successo nello sviluppo e nell’applicazione di
nuove tecnologie, cambiamenti nelle aspettative degli stakeholder e altri cambiamenti nelle condizioni di business, l’azione della concorrenza. In relazione
alla stagionalità nella domanda di gas naturale e di alcuni prodotti petroliferi e all’andamento delle variabili esogene che influenzano la gestione operativa
di Eni, quali i prezzi e i margini degli idrocarburi e dei prodotti derivati, l’utile operativo e la variazione dell’indebitamento finanziario netto del trimestre non
possono essere estrapolati su base annuale.
Contatti societari
Sito internet: http://www.eni.com
Società per Azioni, Rome, Piazzale Enrico Mattei, 1
Il presente comunicato relativo ai risultati consolidati del secondo trimestre e del primo semestre 2025 (non sottoposti a revisione contabile) è
disponibile sul sito internet Eni all’indirizzo eni.com.
Alternative performance indicators (Non-GAAP measures)
Il management valuta le performance underlying dei settori di business sulla base di misure di risultato non previste dagli IFRS (“Misure alternative di
performance”) che escludono dall’utile operativo e dall’utile netto reported una serie di oneri e proventi che il management valuta straordinari o non correlati alla
gestione industriale (special items) rispettivamente before e after tax che comprendono in particolare: le svalutazioni e le riprese di valore di asset, le plusvalenze
da cessione di immobilizzazioni materiali ed immateriali e di partecipazioni, gli accantonamenti al fondo rischi ambientale e altri fondi, gli oneri delle
ristrutturazioni, il fair value dei derivati di copertura dei rischi commodity/cambio privi dei requisiti formali per l’hedge accounting o per la “own use exemption”
e per analogia gli effetti valutativi relativi ad attività/passività nell’ambito di relazioni di “natural hedge” dei rischi summenzionati, nonché le svalutazioni delle
attività per imposte anticipate. Corrispondentemente è considerata avere natura “special” anche la componente di risultato della valutazione a equity delle
partecipazioni in joint venture e imprese collegate per la quota riferibile ai suddetti oneri e proventi (after tax). Inoltre, è oggetto di esclusione il cosiddetto
profit/loss on stock dato dalla differenza tra il costo corrente delle quantità vendute e quello determinato sulla base del criterio contabile IFRS del costo medio
ponderato per la valutazione delle giacenze di fine periodo. Il profit (loss) on stock non è rilevato nei settori che utilizzano il magazzino come leva gestionale per
ottimizzare i margini. Analogamente a quanto previsto per gli special item, è oggetto di esclusione il profit or loss on stock incluso nei risultati dalle imprese
partecipate valutate all’equity.
Tali misure di risultato sono definite utile operativo adjusted e utile netto adjusted.
Il management ritiene che tali misure di performance consentano di facilitare l’analisi dell’andamento dei business, assicurando una migliore comparabilità dei
risultati nel tempo, avuto riguardo alla presenza di fenomeni non ricorrenti, e, agli analisti finanziari, di valutare i risultati di Eni sulla base dei loro modelli
previsionali. L’informativa finanziaria Non-GAAP deve essere considerata come complementare e non sostituisce le informazioni redatte secondo gli IFRS. Le
altre compagnie possono adottare metodologie differenti per il calcolo delle Non-GAAP measure.
Di seguito la descrizione delle principali misure alternative di performance; le misure di seguito rappresentate sono afferenti a risultati consuntivati:
Utile operativo e utile netto adjusted
L’utile operativo e l’utile netto adjusted sono ottenuti escludendo dall’utile operativo e dall’utile netto reported gli special item e l’utile/perdita di magazzino,
nonché, nella determinazione dell’utile netto dei settori di attività, gli oneri/proventi finanziari correlati all’indebitamento finanziario netto. Ai fini della
determinazione dei risultati adjusted dei settori, sono classificati nell’utile operativo gli effetti economici relativi agli strumenti finanziari derivati attivati per la
gestione del rischio connesso all’esposizione dei margini industriali e dei debiti e crediti commerciali in valuta ai movimenti dei tassi di cambio e le relative
differenze di cambio di traduzione. L’effetto fiscale correlato alle componenti escluse dal calcolo dell’utile netto adjusted è determinato sulla base della natura
di ciascun componente di reddito oggetto di esclusione, con l’eccezione degli oneri/proventi finanziari per i quali è applicata convenzionalmente l’aliquota
statutory delle società italiane.
Gli oneri/proventi finanziari correlati all’indebitamento finanziario netto esclusi dall’utile netto adjusted di settore sono rappresentati dagli oneri finanziari sul
debito finanziario lordo e dai proventi sulle disponibilità e sugli impieghi di cassa non strumentali all’attività operativa.
Pertanto, restano inclusi nell’utile netto adjusted di settore gli oneri/proventi finanziari correlati con gli asset finanziari operati dal settore, in particolare i proventi
su crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa e gli oneri finanziari derivanti dall’accretion discount di passività rilevate al valore attuale (in particolare
le passività di smantellamento e ripristino siti nel settore Exploration & Production).
Utile/perdita di magazzino
L’utile/perdita di magazzino deriva dalla differenza tra il costo corrente dei prodotti venduti e quello risultante dall’applicazione del costo medio ponderato
prevista dagli IFRS.
Utile operativo proforma adjusted
In relazione al crescente contributo delle JV/associates ed anche in connessione con il modello satellitare Eni, è stata definita la misura di risultato “utile
operativo proforma adjusted” che integra la quota Eni dei loro margini operativi.
Special item
Le componenti reddituali sono classificate tra gli special item, se significative, quando: (i) derivano da eventi o da operazioni il cui accadimento risulta non
ricorrente, ovvero da quelle operazioni o fatti che non si ripetono frequentemente nel consueto svolgimento dell’attività; (ii) derivano da eventi o da operazioni
non rappresentativi della normale attività del business, come nel caso degli oneri di ristrutturazione e ambientali, nonché di oneri/proventi connessi alla
valutazione o alla dismissione di asset, anche se si sono verificati negli esercizi precedenti o è probabile si verifichino in quelli successivi. Inoltre, le differenze e
derivati in cambi relativi alla gestione commerciale e non finanziaria, come avviene in particolare per i derivati in cambi posti in essere per la gestione del rischio
di cambio implicito nelle formule prezzo delle commodity, ancorché gestiti unitariamente sul mercato, sono riclassificati nell’utile operativo adjusted variando
corrispondentemente gli oneri/proventi finanziari. Sono classificati tra gli special item gli effetti contabili dei derivati su commodity valutati a fair value in
aggiunta a quelli privi dei requisiti contabili per essere classificati come hedges in base agli IFRS, anche quelli non ammessi alla “own use exemption”, la quota
inefficace dei derivati di copertura nonché gli effetti dei derivati le cui sottostanti transazioni fisiche sono attese in reporting period futuri. Analogamente sono
classificati come special items gli effetti valutativi relativi ad attività/passività impiegate in una relazione di natural hedge di un rischio mercato, quali le differenze
di cambio da allineamento maturate su debiti in valuta i cui flussi di rimborso sono assicurati da entrate in valuta altamente probabili. Sia la componente di fair
value sospesa relativa ai derivati su commodity e altri strumenti sia le componenti maturate saranno imputate ai risultati di futuri reporting period al manifestarsi
del sottostante.
In applicazione della Delibera CONSOB n. 15519 del 27 luglio 2006, le componenti reddituali derivanti da eventi o da operazioni non ricorrenti sono evidenziate,
quando significative, distintamente nei commenti del management e nell’informativa finanziaria.
Leverage
Il leverage è una misura Non-GAAP della struttura finanziaria del Gruppo, evidenziando il grado di indebitamento, ed è calcolato come rapporto tra
l’indebitamento finanziario netto e il patrimonio netto comprensivo delle interessenze di terzi azionisti. Il leverage è utilizzato per valutare il grado di solidità e di
efficienza della struttura patrimoniale in termini di incidenza relativa delle fonti di finanziamento tra mezzi di terzi e mezzi propri, nonché per effettuare analisi
di benchmark con gli standard dell’industria.
Gearing
Il gearing è calcolato come rapporto tra l’indebitamento finanziario netto e il capitale investito netto e misura quanta parte del capitale investito netto è finanziata
con il ricorso ai mezzi di terzi.
Flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo
Flusso di cassa netto da attività operativa prima della variazione del capitale di esercizio, escludendo l’utile/perdita di magazzino e certe componenti
straordinarie, quali accantonamenti straordinari per perdite su crediti, nonché in considerazione dell’elevata volatilità dei mercati la variazione del fair value dei
derivati su commodity privi dei requisiti contabili per essere classificati come hedges in base agli IFRS, compresi quelli non ammessi alla “own use exemption”,
la quota inefficace dei derivati di copertura nonché gli effetti dei derivati le cui sottostanti transazioni fisiche sono attese in reporting period futuri.
Free cash flow
Il Free cash flow è la misura che consente il collegamento tra il rendiconto finanziario, che esprime la variazione delle disponibilità liquide tra inizio e fine periodo
dello schema di rendiconto finanziario obbligatorio, e la variazione dell’indebitamento finanziario netto tra inizio e fine periodo dello schema di rendiconto
finanziario riclassificato. Il “free cash flow” rappresenta l’avanzo o il deficit di cassa che residua
dopo il finanziamento degli investimenti e chiude alternativamente: (i) sulla variazione di cassa di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi di cassa
relativi ai debiti/attivi finanziari (accensioni/rimborsi di crediti/debiti finanziari), al capitale proprio (pagamento di dividendi/acquisto netto di azioni
proprie/apporti di capitale), nonché gli effetti sulle disponibilità liquide ed equivalenti delle variazioni dell’area di consolidamento e delle differenze cambio da
conversione; (ii) sulla variazione dell’indebitamento finanziario netto di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi relativi al capitale proprio, nonché
gli effetti sull’indebitamento finanziario netto delle variazioni dell’area di consolidamento e delle differenze di cambio da conversione.
Indebitamento finanziario netto
L’indebitamento finanziario netto è calcolato come debito finanziario al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti, delle attività finanziarie valutate al fair
value con effetti a conto economico, nonché dei crediti finanziari non strumentali all’attività operativa. Assumono la qualificazione di strumentali all’attività
operativa le attività finanziarie funzionali allo svolgimento delle operations.
Riconciliazione risultati Non-GAAP vs. risultati GAAP
(€ milioni)
(843)
radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti
plusvalenze nette su cessione di asset
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all’esodo
GRUPPO
Refining e Chimica
Effetto
eliminazione utili
interni
Enilive e Plenitude
1.495
Corporate e Altre
attività
Global Gas & LNG
Portfolio e Power
Utile (perdita) operativo
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
oneri ambientali (recupero costi da terzi)
svalutazioni (riprese di valore) nette
Exploration &
Production
II Trimestre 2025
(261)
1.162
(198)
derivati su commodity
differenze e derivati su cambi
(196)
(207)
Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (a)
1.659
Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b)
Utile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b)
Oneri finanziari e dividendi delle società consolidate (d)
2.422
Oneri finanziari e dividendi delle società partecipate rilevanti (e)
Imposte sul reddito delle società partecipate rilevanti (f)
Utile (perdita) netto adjusted delle società partecipate rilevanti (g)=(b)+(e)+(f)
Utile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g)
Imposte sul reddito (i)
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i)
altro
Special item dell’utile (perdita) operativo
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
(213)
(215)
1.889
(193)
(215)
(192)
(404)
1.957
(898)
(207)
(183)
2.200
(147)
1.059
(197)
(1.025)
1.175
2.681
(227)
(396)
1.134
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
1.134
svalutazioni (riprese di valore) nette
Enilive e Plenitude
Refining e Chimica
Corporate e Altre
attività
1.417
(566)
(234)
1.581
(134)
(385)
(517)
1.297
1.435
(371)
1.554
3.185
radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti
plusvalenze nette su cessione di asset
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all’esodo
GRUPPO
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
oneri ambientali
Global Gas & LNG
Portfolio e Power
Utile (perdita) operativo
Exploration &
Production
II Trimestre 2024
Effetto eliminazione
utili interni
(€ milioni)
derivati su commodity
differenze e derivati su cambi
altro
Special item dell’utile (perdita) operativo
Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (a)
Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b)
1.281
2.698
(257)
(247)
(246)
Utile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b)
Oneri finanziari e dividendi delle società consolidate (d)
Oneri finanziari e dividendi delle società partecipate rilevanti (e)
Imposte sul reddito delle società partecipate rilevanti (f)
Utile (perdita) netto adjusted delle società partecipate rilevanti (g)=(b)+(e)+(f)
3.591
(499)
(193)
4.107
(104)
(119)
(466)
Utile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g)
Imposte sul reddito (i)
2.937
(1.614)
(181)
(101)
(199)
3.418
(1.879)
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i)
1.323
(147)
1.539
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
1.519
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
1.519
(€ milioni)
(1.302)
plusvalenze nette su cessione di asset
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all’esodo
derivati su commodity
differenze e derivati su cambi
altro
Special item dell’utile (perdita) operativo
Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (a)
Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b)
Utile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b)
Oneri finanziari e dividendi delle società consolidate (d)
Oneri finanziari e dividendi delle società partecipate rilevanti (e)
Imposte sul reddito delle società partecipate rilevanti (f)
Utile (perdita) netto adjusted delle società partecipate rilevanti (g)=(b)+(e)+(f)
Utile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g)
Imposte sul reddito (i)
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i)
GRUPPO
Refining e Chimica
1.358
Effetto
eliminazione utili
interni
Enilive e Plenitude
3.446
Corporate e Altre
attività
Global Gas & LNG
Portfolio e Power
Utile (perdita) operativo
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
oneri ambientali (recupero costi da terzi)
svalutazioni (riprese di valore) nette
radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti
Exploration &
Production
I semestre 2025
(539)
(111)
3.490
(279)
4.489
1.873
6.362
(385)
(1.006)
4.949
(2.321)
2.628
(342)
3.889
1.841
5.730
(322)
(1.024)
4.413
(2.041)
(297)
(517)
(310)
(185)
(556)
(527)
(550)
(477)
2.372
(507)
(477)
(493)
(271)
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
2.546
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
1.715
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
2.546
(€ milioni)
derivati su commodity
differenze e derivati su cambi
altro
Special item dell’utile (perdita) operativo
Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (a)
Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b)
Utile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b)
Oneri finanziari e dividendi delle società consolidate (d)
Oneri finanziari e dividendi delle società partecipate rilevanti (e)
Imposte sul reddito delle società partecipate rilevanti (f)
Utile (perdita) netto adjusted delle società partecipate rilevanti (g)=(b)+(e)+(f)
Utile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g)
Imposte sul reddito (i)
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i)
1.146
(173)
(225)
GRUPPO
Refining e Chimica
(684)
Effetto
eliminazione utili
interni
Enilive e Plenitude
3.745
Corporate e Altre
attività
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all’esodo
Global Gas & LNG
Portfolio e Power
Utile (perdita) operativo
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
oneri ambientali
svalutazioni (riprese di valore) nette
plusvalenze nette su cessione di asset
Exploration &
Production
I semestre 2024
4.251
1.315
(111)
(385)
(490)
1.503
1.353
5.098
1.885
6.983
(176)
(207)
(1.124)
5.476
(2.971)
1.080
1.370
(284)
(440)
(427)
(221)
(371)
(246)
(262)
(119)
(116)
(235)
2.505
(184)
(191)
(356)
(119)
1.967
6.212
2.011
8.223
(316)
(243)
(1.120)
6.544
(3.407)
3.137
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
3.101
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
1.872
1.233
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
3.101
Esclusione special item:
oneri ambientali
svalutazioni (riprese di valore) nette
Refining e Chimica
(459)
GRUPPO
Enilive e Plenitude
1.951
Effetto
eliminazione utili
interni
Global Gas & LNG
Portfolio e Power
Utile (perdita) operativo
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Exploration &
Production
I trimestre 2025
Corporate e Altre
attività
(€ milioni)
(278)
2.328
radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti
plusvalenze nette su cessione di asset
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all’esodo
derivati su commodity
differenze e derivati su cambi
altro
Special item dell’utile (perdita) operativo
(243)
(101)
(310)
Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (a)
Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b)
2.230
1.078
(343)
(262)
2.600
1.081
Utile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b)
Oneri finanziari e dividendi delle società consolidate (d)
3.308
(102)
(334)
(262)
3.681
(164)
Oneri finanziari e dividendi delle società partecipate rilevanti (e)
Imposte sul reddito delle società partecipate rilevanti (f)
Utile (perdita) netto adjusted delle società partecipate rilevanti (g)=(b)+(e)+(f)
Utile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g)
Imposte sul reddito (i)
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i)
(130)
(620)
2.456
(1.143)
(163)
(343)
(310)
1.313
(310)
(191)
(158)
(610)
2.749
(1.296)
1.453
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
1.412
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
1.172
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
1.412
Analisi degli special item
I Trim.
II Trim.
(€ milioni)
I Sem.
Oneri ambientali (recupero costi da terzi)
(517)
(490)
Svalutazioni (riprese di valore) nette
1.435
1.503
Plusvalenze nette su cessione di asset
Accantonamenti a fondo rischi
Oneri per incentivazione all’esodo
Derivati su commodity
Differenze e derivati su cambi
(198)
(279)
Altro
Special item dell’utile (perdita) operativo
1.554
1.967
Oneri (proventi) finanziari
di cui:
(117)
(104)
– riclassifica delle differenze e derivati su cambi nell’utile (perdita) operativo
Oneri (proventi) su partecipazioni
(122)
(171)
(154)
Imposte sul reddito
Totale special item dell’utile (perdita) netto
(489)
(140)
(544)
1.209
1.233
di competenza:
– azionisti Eni
– interessenze di terzi
Riconduzione utile operativo proforma adjusted di Gruppo
I Trim.
II Trim.
(€ milioni)
2.230
Utile operativo adjusted E&P
1.078
Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti
3.308
Utile operativo proforma adjusted E&P
I Sem.
var %
var %
1.659
2.698
3.889
5.098
1.841
1.885
2.422
3.591
5.730
6.983
Utile operativo adjusted GGP e Power
Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti
Utile operativo proforma adjusted GGP e Power
Utile operativo adjusted Enilive e Plenitude
Utile operativo proforma adjusted Enilive e Plenitude
(343)
Utile operativo adjusted Refining e Chimica
(213)
(246)
(556)
(371)
(334)
Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti
Utile operativo proforma adjusted Refining e Chimica
(193)
(193)
(527)
(246)
(262)
Utile operativo adjusted altri settori
(215)
(477)
(119)
2.681
4.107
6.362
8.223
3.681
Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti
Effetto eliminazione utili interni
Utile operativo proforma adjusted di Gruppo⁽ᵃ⁾
(a) Le principali partecipazioni rilevanti sono Vår Energi, Azule Energy, Ithaca, Mozambique Rovuma Venture, Neptune Algeria, SeaCorridor, Adnoc R&GT e St. Bernard Renewables Llc.
Riconciliazione GAAP vs Non-GAAP del conto economico
Riclassifica
oneri
finanziari
(198)
1.889
Utile operativo
3.490
(279)
4.489
(161)
Proventi/oneri finanziari
(410)
(141)
(122)
Proventi/oneri da partecipazioni
(154)
1.162
Special
items
Risultati
reported
Profit on
stock
Risultati
adjusted
Risultati
reported
Profit on
stock
Risultati
adjusted
Special
items
I Sem.
Riclassifica
oneri
finanziari
II Trimestre
(€ milioni)
(844)
(106)
(1.025)
Imposte sul reddito
(2.079)
(102)
(140)
(2.321)
1.175
Utile netto
1.756
2.628
1.134
1.715
2.546
– Interessenze di terzi
Utile netto di competenza azionisti Eni
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
Risultati
adjusted
Profit on
stock
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
I Sem.
Profit on
stock
II Trimestre
Risultati
adjusted
1.481
3.185
Utile operativo
4.251
1.863
6.212
(102)
(189)
Proventi/oneri finanziari
(318)
(104)
(435)
(171)
Proventi/oneri da partecipazioni
Risultati
reported
1.581
Risultati
reported
(€ milioni)
(1.377)
(489)
(1.879)
Imposte sul reddito
(2.865)
(544)
(3.407)
1.539
Utile netto
1.932
1.209
3.137
1.519
– Interessenze di terzi
Utile netto di competenza azionisti Eni
1.872
1.233
3.101
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
I Trim.
Profit on
stock
Risultati
adjusted
Utile operativo
2.328
2.600
Proventi/oneri finanziari
(249)
(170)
Proventi/oneri da partecipazioni
Risultati
reported
(€ milioni)
Imposte sul reddito
(1.235)
(1.296)
Utile netto
1.195
1.453
– Interessenze di terzi
Utile netto di competenza azionisti Eni
1.172
1.412
Analisi delle principali voci del conto economico
Ricavi della gestione caratteristica
I Trim.
II Trim.
I Sem.
var %
13.061
Exploration & Production
11.881
14.653
24.942
28.159
5.590
Global Gas & LNG Portfolio e Power
3.444
3.315
9.034
8.464
8.473
Enilive e Plenitude
6.662
7.391
15.135
15.936
4.932
Refining e Chimica
4.533
5.517
9.465
11.191
(8.263)
(9.638)
(18.223)
(20.015)
18.767
21.715
41.332
44.651
var %
var %
15.104
17.087
32.864
34.448
(9.960)
(€ milioni)
Corporate e altre attività
Elisioni di consolidamento
22.565
var %
Costi operativi
I Trim.
II Trim.
17.760
(€ milioni)
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
I Sem.
Svalutazioni (riprese di valore) nette di crediti commerciali e altri crediti
Costo lavoro
1.694
1.661
di cui: incentivi per esodi agevolati e altro
15.986
17.934
34.708
36.185
18.722
Ammortamenti, svalutazioni, riprese di valore e radiazioni
I Trim.
II Trim.
I Sem.
var %
1.501
1.607
3.065
3.257
Global Gas & LNG Portfolio e Power
Enilive e Plenitude
– Enilive
– Plenitude
1.564
(€ milioni)
Exploration & Production
Refining e Chimica
var %
Corporate e altre attività
Effetto eliminazione utili interni
Ammortamenti
Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di
utilizzo beni in leasing
1.823
1.928
3.696
3.886
1.435
1.503
Ammortamenti, svalutazioni e riprese di valore
2.146
3.363
4.337
5.389
1.873
2.191
Radiazioni
2.188
2.136
3.433
4.324
5.492
Proventi (oneri) su partecipazioni
(€ milioni)
I semestre 2025
Global Gas &
Exploration &
LNG Portfolio
Production
e Power
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
Dividendi
Altri proventi (oneri) netti
Enilive e
Plenitude
Refining e
Chimica
Corporate e
altre attività
Gruppo
Leverage e indebitamento finanziario netto
Il “leverage” misura il grado di indebitamento della società ed è calcolato come rapporto tra l’indebitamento finanziario netto
e il patrimonio netto comprensivo delle interessenze di terzi. Il management Eni utilizza il leverage per valutare il grado di
solidità e di efficienza della struttura patrimoniale in termini di incidenza relativa delle fonti di finanziamento tra mezzi di terzi
e mezzi propri, nonché per effettuare analisi di benchmark con gli standard dell’industria.
31 Dic. 2024
30 Giu. 2025
Var. ass.
Debiti finanziari e obbligazionari
30.348
29.105
(1.243)
– Debiti finanziari a breve termine
8.820
9.305
(€ milioni)
– Debiti finanziari a lungo termine
21.528
19.800
(1.728)
Disponibilità liquide ed equivalenti
(8.183)
(9.167)
(984)
Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico
(6.797)
(6.857)
Crediti finanziari non strumentali all’attività operativa
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
(3.193)
12.175
(2.883)
10.198
(1.977)
Passività per beni in leasing
Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16
6.453
18.628
5.708
15.906
(745)
(2.722)
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi
(2.243)
55.648
53.405
Leverage ante lease liability ex IFRS 16
Leverage post lease liability ex IFRS 16
Schemi di bilancio IFRS
STATO PATRIMONIALE
(€ milioni)
ATTIVITÀ
Attività correnti
Disponibilità liquide ed equivalenti
Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico
Altre attività finanziarie
Crediti commerciali e altri crediti
Rimanenze
Attività per imposte sul reddito
Altre attività
Attività non correnti
Immobili, impianti e macchinari
Diritto di utilizzo beni in leasing
Attività immateriali
Rimanenze immobilizzate – scorte d’obbligo
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto
Altre partecipazioni
Altre attività finanziarie
Attività per imposte anticipate
Attività per imposte sul reddito
Altre attività
Attività destinate alla vendita
TOTALE ATTIVITÀ
PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO
Passività correnti
Passività finanziarie a breve termine
Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine
Quota a breve di passività per beni in leasing a lungo termine
Debiti commerciali e altri debiti
Passività per imposte sul reddito
Altre passività
Passività non correnti
Passività finanziarie a lungo termine
Passività per beni in leasing a lungo termine
Fondi per rischi e oneri
Fondi per benefici ai dipendenti
Passività per imposte differite
Passività per imposte sul reddito
Altre passività
Passività direttamente associabili ad attività destinate alla vendita
TOTALE PASSIVITÀ
Capitale sociale
Utili relativi a esercizi precedenti
Riserve per differenze cambio da conversione
Altre riserve e strumenti rappresentativi di capitale
Azioni proprie
Utile (perdita) netto
Totale patrimonio netto di Eni
Interessenze di terzi
TOTALE PATRIMONIO NETTO
TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO
30 Giu. 2025
31 Dic. 2024
9.167
6.857
13.214
5.798
4.458
40.837
8.183
6.797
1.085
16.901
6.259
3.662
43.582
52.910
5.275
6.421
1.379
12.864
1.360
3.337
6.072
2.734
92.476
2.897
136.210
59.864
5.822
6.434
1.595
14.150
1.395
3.215
6.322
4.011
102.937
146.939
4.545
4.760
1.123
18.386
5.268
34.498
4.238
4.582
1.279
22.092
5.049
37.827
19.855
4.585
14.433
5.212
3.149
47.949
82.805
4.005
35.430
2.266
7.957
(1.635)
1.715
49.738
3.667
53.405
136.210
21.570
5.174
15.774
5.581
4.449
53.269
91.291
4.005
32.552
8.081
8.406
(2.883)
2.624
52.785
2.863
55.648
146.939
CONTO ECONOMICO
I Trim.
(€ milioni)
II Trim.
I Sem.
22.565
Ricavi della gestione caratteristica
18.767
21.715
41.332
44.651
22.964
Altri ricavi e proventi
Totale ricavi
19.122
1.342
23.057
42.086
1.575
46.226
(17.760)
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
(34.448)
(15.104)
(17.087)
(32.864)
Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti
(150)
(870)
Costo lavoro
Altri proventi (oneri) operativi
(824)
(822)
(109)
(1.694)
(1.661)
(298)
(1.873)
(318)
Ammortamenti
Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo di beni in leasing
(1.823)
(323)
(1.928)
(1.435)
(3.696)
(641)
(3.886)
(1.503)
2.328
Radiazioni
1.162
UTILE (PERDITA) OPERATIVO
1.581
3.490
(103)
4.251
2.248
Proventi finanziari
3.113
1.391
5.361
2.830
(2.487)
Oneri finanziari
(3.325)
(1.610)
(5.812)
(3.435)
Proventi (oneri) netti su attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico
Strumenti finanziari derivati
(249)
PROVENTI (ONERI) FINANZIARI
(161)
(102)
(410)
(318)
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
Altri proventi (oneri) su partecipazioni
2.072
3.835
4.797
2.430
UTILE (PERDITA) ANTE IMPOSTE
1.405
(1.235)
Imposte sul reddito
(844)
(1.377)
(2.079)
(2.865)
1.195
Utile (perdita) netto
1.756
1.932
1.172
di competenza:
– azionisti Eni
1.715
1.872
– interessenze di terzi
3.049,7
3.112,3
3.191,4
3.254,4
3.056,2
3.118,8
3.196,3
3.259,3
PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI
Utile (perdita) per azione (€ per azione)
– semplice
– diluito
Numero medio ponderato di azioni in circolazione (milioni)
3.062,7
3.126,0
– semplice
– diluito
PROSPETTO DELL’UTILE (PERDITA) COMPLESSIVO
II Trim.
(€ milioni)
Utile (perdita) netto del periodo
I Sem.
1.756
1.932
Componenti non riclassificabili a conto economico
Rivalutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti
Quota di pertinenza delle “Altre componenti dell’utile (perdita) complessivo” delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio
netto
Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI
Effetto fiscale
408 (5.519)
1.609
Componenti riclassificabili a conto economico
Differenze di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall’euro
(3.833)
(3.974)
(6.063)
1.701
Variazione fair value strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge
(170)
Quota di pertinenza delle “Altre componenti dell’utile (perdita) complessivo” delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio
netto
Effetto fiscale
(212)
(3.830)
(3.269)
410 (5.514)
1.105 (3.758)
1.606
3.538
(3.123)
(146)
1.071 (3.549)
(209)
3.476
Totale altre componenti dell’utile (perdita) complessivo
Totale utile (perdita) complessivo del periodo
di competenza:
– azionisti Eni
– interessenze di terzi
PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO
(€ milioni)
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 1° gennaio 2024
Totale utile (perdita) complessivo
Dividendi distribuiti agli azionisti Eni
Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate
Operazione Plenitude – cessione EIP
Cedole obbligazioni subordinate perpetue
53.644
3.538
(1.502)
Acquisto azioni proprie
(547)
Imposte su cedole bond ibrido
Opzione put su Plenitude
(387)
Altre variazioni
Totale variazioni
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 30 giugno 2024
1.575
55.219
di competenza:
– azionisti Eni
– interessenze di terzi
54.358
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 1° gennaio 2025
Totale utile (perdita) complessivo
(3.758)
55.648
Dividendi distribuiti agli azionisti Eni
Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate
Acquisto di azioni proprie
Emissione di obbligazioni ibride perpetue
Riacquisto di obbligazioni ibride perpetue
(1.528)
(660)
1.500
(1.251)
Cedole obbligazioni subordinate perpetue
Imposte su cessione Enilive e Plenitude
Imposte su cedole e costi bond ibrido
Operazione Plenitude – cessione EIP
(105)
Opzione put su Plenitude
Operazione Enilive – cessione KKR
Altre variazioni
Totale variazioni
(139)
3.569
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 30 giugno 2025
di competenza:
– azionisti Eni
– interessenze di terzi
(2.243)
53.405
49.738
3.667
RENDICONTO FINANZIARIO
I Trim.
II Trim.
1.195
(€ milioni)
Utile (perdita) netto
I Sem.
1.756
1.932
1.823
1.928
3.696
3.886
1.435
1.503
Rettifiche per ricondurre l’utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa:
1.873
(346)
Ammortamenti
Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing
Radiazioni
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
(303)
(350)
(649)
(611)
Plusvalenze nette su cessioni di attività
Dividendi
(165)
(184)
(100)
(100)
(238)
(108)
Interessi attivi
(119)
(202)
Interessi passivi
1.235
Imposte sul reddito
1.377
2.079
2.865
Altre variazioni
(103)
(125)
(984)
Flusso di cassa del capitale di esercizio
1.176
(1.038)
– rimanenze
(466)
(450)
(213)
– crediti commerciali
2.868
2.224
2.655
2.457
(892)
– debiti commerciali
(1.545)
(212)
(2.437)
(1.951)
(163)
– fondi per rischi e oneri
(276)
(184)
(439)
(301)
(155)
– altre attività e passività
(535)
(793)
Variazione fondo per benefici ai dipendenti
Dividendi incassati
1.104
Interessi incassati
(362)
Interessi pagati
(386)
(366)
(748)
(754)
(2.819)
(1.172)
Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d’imposta rimborsati
(1.058)
(1.483)
(2.230)
2.385
Flusso di cassa netto da attività operativa
3.517
4.571
5.902
6.475
(2.102)
Flusso di cassa degli investimenti
(2.433)
(2.790)
(4.535)
(6.426)
(1.686)
– attività materiali
(2.021)
(1.901)
(3.707)
(3.721)
(258)
(231)
– diritto di utilizzo prepagato beni in leasing
(133)
– attività immateriali
(125)
– imprese consolidate e rami d’azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti acquisite
(120)
(373)
(1.842)
(251)
– partecipazioni
(100)
(174)
(351)
– titoli e crediti finanziari strumentali all’attività operativa
– variazione debiti relativi all’attività di investimento
(164)
(199)
(184)
(114)
Flusso di cassa dei disinvestimenti
– attività materiali
– attività immateriali
– partecipazioni
(466)
– titoli e crediti finanziari strumentali all’attività operativa
– variazione crediti relativi all’attività di disinvestimento
(200)
Variazione netta titoli e crediti finanziari non strumentali all’attività operativa
(2.169)
Flusso di cassa netto da attività di investimento
(190)
(120)
(2.236)
(2.191)
(4.405)
(5.705)
RENDICONTO FINANZIARIO (segue)
I Trim.
I Sem.
II Trim.
(€ milioni)
1.498
Assunzione di debiti finanziari a lungo termine
2.223
2.070
3.721
3.300
(2.818)
Rimborsi di debiti finanziari a lungo termine
(1.985)
(1.253)
(4.803)
(2.588)
(375)
Rimborso di passività per beni in leasing
(300)
(362)
(675)
(671)
Incremento (decremento) di debiti finanziari a breve termine
(555)
(489)
(242)
(765)
Dividendi pagati ad azionisti Eni
(759)
(728)
(1.524)
(1.495)
Dividendi pagati ad altri azionisti
Apporti netti di capitale da azionisti terzi
2.468
Cessione (acquisto) di quote di partecipazioni in società consolidate
(386)
Acquisto di azioni proprie
(280)
Emissioni nette di obbligazioni ibride perpetue
3.069
(168)
(666)
(566)
Altri apporti
Pagamenti di cedole relative ad obbligazioni ibride perpetue
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento
(1.140)
(990)
(105)
(309)
(800)
Effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti
(121)
(204)
8.183
Variazione netta delle disponibilità liquide ed equivalenti
Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio periodo
9.147
1.419
8.801
8.183
10.205
9.147
Disponibilità liquide ed equivalenti a fine periodo
9.167
10.220
9.167
10.220
I Sem.
var %
Investimenti tecnici
I Trim.
II Trim.
(€ milioni)
var %
1.439
Exploration & Production
1.336
1.320
2.775
2.885
di cui: – ricerca esplorativa
1.241
1.208
2.586
2.589
1.345
– sviluppo di idrocarburi
Global Gas & LNG Portfolio e Power
– Global Gas & LNG Portfolio
– Power
Enilive e Plenitude
– Enilive
– Plenitude
Refining e Chimica
– Refining
– Chimica
Corporate e altre attività
1.819
Elisioni di consolidamento
Investimenti tecnici ⁽ᵃ⁾
1.954
2.021
3.773
3.952
(a) I costi capitalizzati per l’acquisto di impianti e macchinari i cui fornitori hanno concesso dilazioni di pagamento che hanno comportato la classificazione del debito come finanziario sono rilevati nelle altre variazioni del
rendiconto finanziario riclassificato e non sono riportati nella tabella (€327 mln e €784 mln nel secondo trimestre 2025 e 2024, rispettivamente, €753 mln e €1.056 mln nel primo semestre 2025 e nel primo semestre 2024,
rispettivamente, e €426 mln nel primo trimestre 2025).
Nel primo semestre 2025 gli investimenti di €3.773 mln (€3.952 mln nel primo semestre 2024) evidenziano un decremento
del 5% rispetto al periodo di confronto, in particolare:
• nel settore Exploration & Production, gli investimenti (€2.775 mln) sono principalmente legati allo sviluppo di giacimenti di
idrocarburi in particolare negli Emirati Arabi Uniti, in Indonesia, Libia, Egitto, Italia e Congo;
• nel settore Enilive e Plenitude, gli investimenti Plenitude (€340 mln) sono relativi principalmente allo sviluppo del business
delle rinnovabili, acquisizione di nuovi clienti nonché attività di sviluppo di infrastrutture di rete per veicoli elettrici, mentre gli
investimenti Enilive (€101 mln) sono relativi principalmente all’attività di bioraffinazione e di commercializzazione in Italia e
all’estero, ad interventi per obblighi di legge e stay-in-business della rete di distribuzione di prodotti petroliferi, nonché agli
interventi in materia di salute, sicurezza e ambiente;
• nel settore Refining e Chimica sono principalmente legati l’attività di raffinazione tradizionale in Italia (€206 mln) relativi alla
conversione in bioraffineria del sito di Livorno, ad attività di mantenimento e stay-in-business e nel business della chimica
(€82 mln) su economia circolare e asset integrity;
• gli investimenti nel settore Corporate e altre attività sono principalmente relativi alle attività di CCUS e ai progetti di
agribusiness (€182 mln).
Exploration & Production
I Trim.
II Trim.
Italia
Resto d’Europa
I Sem.
Africa Settentrionale
Africa Sub-Sahariana
Kazakhstan
Resto dell’Asia
America
1.668
1.712
1.658
1.726
1.647
(mgl di boe/giorno)
Australia e Oceania
Produzione di idrocarburi ⁽ᵃ⁾⁽ᵇ⁾
– di cui società in Joint Venture e collegate
Produzione venduta ⁽ᵃ⁾
(mln di boe)
I Sem.
PRODUZIONE DI PETROLIO E CONDENSATI PER AREA GEOGRAFICA
I Trim.
Italia
(mgl di barili/giorno)
II Trim.
Resto d’Europa
Africa Settentrionale
Africa Sub-Sahariana
Kazakhstan
Resto dell’Asia
America
Australia e Oceania
Produzione di petrolio e condensati
– di cui società in Joint Venture e collegate
I Sem.
PRODUZIONE DI GAS NATURALE PER AREA GEOGRAFICA
I Trim.
Italia
(mln di metri cubi/giorno)
II Trim.
Resto d’Europa
Africa Settentrionale
Africa Sub-Sahariana
Kazakhstan
Resto dell’Asia
America
Australia e Oceania
Produzione di gas naturale
– di cui società in Joint Venture e collegate
(a) Include la quota Eni della produzione delle società collegate e joint venture valutate con il metodo del patrimonio netto.
(b) Comprende la produzione di idrocarburi utilizzata come autoconsumo (133 e 125 mila boe/giorno nel secondo trimestre 2025 e 2024, rispettivamente, 132 e 125 mila boe/giorno nel primo semestre 2025 e
2024, rispettivamente e 132 mila boe/giorno nel primo trimestre 2025).
Performance di Sostenibilità
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)
Emissioni dirette di metano (Scope 1)
Volumi di idrocarburi inviati a flaring di routine
I Sem.
(milioni di tonnellate di CO₂ eq.)
(migliaia di tonnellate di CH₄)
(miliardi di Sm³)
(barili)
2.140
Volumi di oil spill operativi (>1 barile)
Acqua di formazione reiniettata
Volumi di oil spill da sabotaggio (>1 barile)
Gli indicatori fanno riferimento ai dati 100% degli asset operati, consolidati e non.
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili) della forza lavoro: risulta in miglioramento con una significativa
riduzione del numero degli eventi (34 vs 48 nel I semestre 2024). Nel periodo non sono occorsi eventi mortali o con
conseguenza l’inabilità.
Emissioni dirette di GHG: nel I semestre 2025 le emissioni GHG hanno mostrato un trend in linea con gli impegni di Eni
nel percorso di decarbonizzazione, beneficiando anche degli effetti delle azioni di portafoglio nell’upstream.
Volumi di oil spill operativi: risultano in calo e sono riconducibili a 3 eventi. Nel periodo non si sono verificati eventi di oil
spill legati ad atti di sabotaggio.
Acqua di formazione reiniettata upstream: in aumento rispetto al 2024 sia per l’aumento dei volumi di acqua reiniettati,
principalmente in Turkmenistan e Messico, sia per i minori volumi complessivi di acqua di produzione generati nel
periodo.