(AGENPARL) – Fri 24 October 2025 Eni: risultati del terzo trimestre e dei nove mesi 2025
La solida esecuzione strategica ha consentito di ottenere eccellenti risultati nel terzo trimestre combinando crescita
di volumi ed efficienze di costo. Su queste basi, Eni incrementa per la seconda volta la stima annuale di generazione
di cassa nonostante lo sfavorevole scenario prezzi/cambi.
Il programma 2025 di acquisto di azioni è incrementato di €0,3 mld, il 20% in più, a €1,8 mld, considerando la solida
struttura patrimoniale con un leverage proforma ai minimi storici, che beneficia di numerose iniziative di cassa per un
ammontare annuo atteso di €4 mld, il 30% in più del precedente obiettivo.
Rilevanti risultati per il nostro business Upstream, che si conferma ai vertici dell’industria:
o Produzione in crescita del 6% grazie al graduale contributo della valorizzazione del portafoglio del 2024;
o Decisione finale d’investimento per il progetto Coral North FLNG nelle acque del Mozambico;
o Finalizzata la vendita del 30% nel progetto a olio Baleine in Costa d’Avorio;
o Attesa entro fine 2025 la finalizzazione degli accordi del quarto e maggiore dei satelliti Upstream, che fa leva sul
nostro portafoglio in Indonesia e sullo sviluppo del GNL in combinazione con le attività di Petronas.
Lo sviluppo della nostra strategia nelle attività della transizione prosegue in parallelo a quelle tradizionali:
o Avviate le riconversioni industriali dei poli di Brindisi, Sannazzaro e Priolo;
o Imminente la finalizzazione dell’investimento del 20% del fondo Ares in Plenitude del valore di €2 mld;
o Accordo con GIP per la creazione di un nuovo satellite a controllo congiunto per sviluppare/valorizzare le nostre
attività nella cattura/stoccaggio/riutilizzazione della CO2.
Roma, 24 ottobre 2025 – Il Consiglio di Amministrazione di Eni, riunitosi ieri sotto la presidenza di Giuseppe Zafarana, ha approvato i risultati
consolidati del terzo trimestre e nove mesi 2025 (non sottoposti a revisione contabile). Claudio Descalzi, AD di Eni, ha commentato:
“I risultati del terzo trimestre sono eccellenti e tutte le principali variabili operative, economiche e finanziarie hanno superato le aspettative. La produzione
di 1,76 mln barili/giorno è in forte crescita (+6% rispetto allo scorso anno) e ci consente di alzare la guidance annuale sino a 1,72 mln barili/giorno,
confermando il trend di accelerazione destinato a proseguire nei prossimi mesi grazie ai nuovi campi in sviluppo in Congo, EAU, Qatar e Libia, e all’avvio
della combinazione di business in Indonesia e Malesia che costituirà uno dei principali player sul mercato del GNL nel continente asiatico. La
valorizzazione dei nostri business continua con l’incasso dalla cessione del 30% del campo di Baleine in Costa d’Avorio, secondo il consolidato dual
exploration model, e con l’avanzamento della cessione del 20% della quota di Plenitude al fondo Ares, per il quale tutte le condizioni sospensive sono
state completate. Con questa operazione i due business di Enilive e Plenitude hanno determinato incassi per circa €6,5 mld negli ultimi due anni. Continua
anche l’esecuzione della strategia di transizione: il piano di potenziamento dell’hub di Sannazzaro e di conversione di Priolo segnano nuovi progetti di
sviluppo della bioraffinazione e contribuiscono al piano di trasformazione del nostro downstream; allo stesso tempo Plenitude ha raggiunto i 4,8 GW di
capacità installata di generazione rinnovabile, in linea con l’incremento che traguarda i 5,5 GW entro fine anno. Inoltre, è stata avviata la partnership con
GIP destinata a massimizzare il potenziale di crescita delle attività di CCUS del nostro portafoglio. In un contesto di prezzi del greggio deboli e di un euro
in rafforzamento, la performance economica finanziaria conferma l’efficacia della nostra strategia e del modello satellitare che consente di assicurare
una crescita accelerata e dividendi stabili. L’EBIT proforma è stato solido a €3 mld, così come l’utile netto a €1,2 mld, +20% rispetto alle aspettative.
Altrettanto significativa la performance di cassa con un CFFO a €3,3 mld. La leva finanziaria proforma si attesta al 12%, un livello che resta ai minimi
storici di Eni, e con una prospettiva a fine anno del 15-18%. In un contesto di prezzi più deboli, grazie all’incremento delle stime di cassa operativa, Eni si
distingue nel settore aumentando la distribuzione con un incremento del buyback di €300 mln a €1,8 mld, riducendo al contempo l’indebitamento. In
sostanza, il terzo trimestre dimostra come tutti i principali elementi della nostra strategia stiano progredendo con successo in modo contestuale: stiamo
crescendo in modo competitivo in tutti i nostri business chiave; nell’upstream stiamo avviando nuovi progetti assicurandoci nel contempo nuove
opportunità tramite il nostro know-how esplorativo e tecnologico al top dell’industria; e stiamo aprendoci nuove opportunità nell’ambito della transizione
energetica. In parallelo, stiamo creando sempre maggiore valore in termini di gestione rischio/rendimento attraverso il nostro dual exploration model e
tramite la strategia satellitare, che ci consentono di ridurre il debito e condividere la creazione del valore con i nostri azionisti.”
Principali dati operativi e risultati economico-finanziari
III Trim.
II Trim.
1.668
2.681
1.889
Produzione di idrocarburi
mgl di boe/g
Nove mesi
var %
var %
1.756
1.661
1.691
1.704
Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo
gigawatt
Utile operativo proforma adjusted ⁽ᵃ⁾
€ milioni
2.996
3.400
9.358
11.623
2.073
2.442
6.562
8.654
2.796
2.969
società consolidate
società partecipate rilevanti ⁽ᵇ⁾
Utile operativo proforma adjusted (per settore) ⁽ᵃ⁾
2.422
2.638
3.259
8.368
10.242
Global Gas & LNG Portfolio (GGP) e Power
1.206
Enilive e Plenitude
1.010
(193)
Refining e Chimica
(192)
(580)
(438)
(197)
Corporate, altre attività ed elisioni di consolidamento
(266)
(259)
(565)
(186)
2.200
Utile netto ante imposte adjusted ⁽ᵃ⁾
2.273
2.656
7.222
9.200
1.134
Utile (perdita) netto adjusted ⁽ᵃ⁾⁽ᶜ⁾
1.247
1.271
3.793
4.372
2.518
2.394
3.297
2.898
9.486
10.701
Utile (perdita) netto ⁽ᶜ⁾
2.775
Flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo ⁽ᵃ⁾
3.517
Flusso di cassa netto da attività operativa
3.078
2.997
8.980
9.472
2.029
Investimenti organici ⁽ᵈ⁾
1.990
1.995
5.904
6.111
10.198
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
9.931
11.627
9.931
11.627
53.405
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi
Leverage ante lease liability ex IFRS 16
Leverage proforma ⁽ᵉ⁾
52.966
53.478
52.966
53.478
(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.
Highlight strategici e finanziari
Il contributo della elevata redditività dei nuovi progetti oil&gas e l’eccellente gestione della base produttiva hanno determinato
i solidi risultati E&P nel terzo trimestre ’25.
• La produzione oil&gas è cresciuta in modo rilevante, con un aumento del 6% rispetto al trimestre di confronto e del 5%
su base sequenziale raggiungendo 1,76 mln di boe/g, beneficiando dell’accelerazione negli avvii e nelle entrate a regime,
della solida continuità operativa e delle attività di manutenzione ottimizzate.
• Ottenuta la decisione finale d’investimento per il rilevante progetto Coral North FLNG, nelle acque del Mozambico. Il
completamento è previsto in appena tre anni, facendo leva sulla rapidità esecutiva nonché sull’esperienza di successo
di Coral South, con l’obiettivo di portare sul mercato 3,6 mln di tonnellate/anno di capacità produttiva di GNL.
• Il varo dell’unità navale di produzione di GNL, Nguya FLNG, rappresenta un passo decisivo per l’avvio della Fase 2 del
progetto Congo LNG prevista a fine 2025, con l’obiettivo di un plateau produttivo di 3 mln di tonnellate/anno, dalle attuali
0,6 mln di tonnellate/anno.
• Trimestre di grande rilievo dei nostri satelliti E&P in termini di contributo alla crescita. Azule Energy, il nostro satellite in
Angola (quota Eni 50%), ha avviato la produzione del progetto operato Agogo West Hub, con dieci mesi di anticipo rispetto
ai piani. Inoltre, è imminente l’avvio della produzione di gas del progetto operato NGC. Vår Energi, il nostro satellite in
Norvegia (quota Eni 63%), ha raggiunto con un trimestre di anticipo l’obiettivo produttivo di 400 mila boe/g, grazie al
rapido avvio dei progetti Johan Castberg e Balder X, quest’ultimo operato da Vår. Ithaca Energy (quota Eni 36%), il nostro
satellite nel Regno Unito, ha quasi raddoppiato il valore di borsa dalla sua costituzione e ha aumentato l’obiettivo di
produzione grazie ad acquisizioni complementari al portafoglio e all’eccellente gestione operativa.
• Il quarto satellite E&P, quello di maggiori dimensioni, combinando le attività di Eni e Petronas rispettivamente in Indonesia
e Malesia procede secondo i piani verso la finalizzazione degli accordi entro fine anno. Contribuirà in misura significativa
alla creazione di valore e alla crescita, con particolare focus sui mercati asiatici del GNL.
• Firmato un accordo con YPF sui prossimi passi per la decisione finale di investimento nel progetto integrato di larga
scala upstream/midstream Argentina LNG per lo sviluppo delle rilevanti risorse di Vaca Muerta, che prevede un approccio
per fasi per esportare fino a 30 mln di tonnellate/anno di GNL nel lungo termine.
Significativo percorso di crescita per i nostri satelliti della transizione; Versalis avanza nella trasformazione
• Con l’approvazione regolatoria del piano di conversione del polo di Sannazzaro, Eni ed Enilive sono attualmente
impegnate nella realizzazione di quattro progetti (Livorno e in Corea del Sud/Malesia) per espandere in misura
significativa la capacità produttiva di biocarburanti.
• La capacità rinnovabile installata di Plenitude ha raggiunto 4,8 GW e il programma di espansione procede per traguardare
i 5,5 GW entro fine anno. Il portafoglio clienti sarà ampliato e rafforzato grazie all’acquisizione in corso di Acea Energia.
• Per effetto della chiusura dell’impianto di cracking di Brindisi, Versalis ha avviato il progetto di conversione del polo alla
produzione di batterie ad accumulo statico in JV con Seri Industrial. Avviato analogo progetto per il polo di Priolo per la
produzione di biocarburanti e plastiche riciclate.
Il modello di esplorazione duale e gli investimenti di capitale specializzato nei nostri satelliti della transizione cristallizzano
la creazione di valore
• Finalizzata la cessione del 30% del giacimento a olio Baleine nelle acque della Costa d’Avorio con incasso di €1 mld.
• Accordo con GIP per la creazione di un satellite a controllo congiunto per lo sviluppo e valorizzazione del business CCUS.
• Imminente il completamento dell’investimento del 20% da parte del fondo Ares in Plenitude per €2 mld.
La crescita e la disciplina nei costi e nella cassa hanno mitigato gli effetti del più debole scenario determinando eccellenti
risultati finanziari nel terzo trimestre ‘25 e competitivi ritorni per gli azionisti, mantenendo una robusta struttura finanziaria
• Nel terzo trimestre 2025 l’EBIT proforma adjusted del Gruppo è stato solido a €3 mld, nonostante la flessione del 14%
del prezzo del petrolio e l’apprezzamento dell’euro vs dollaro USA (+6%), i cui effetti sono stati mitigati dalla crescita dei
volumi e dalle azioni di efficienza. Il Gruppo ha generato €1,2 mld di utile netto adjusted con un tax rate del 42%.
E&P: EBIT proforma adjusted pari a €2,64 mld (in calo del 19% rispetto al terzo trimestre ‘24, ma in crescita di circa il 9%
su base sequenziale) sostenuto dalle maggiori produzioni e dalle azioni di efficienza che hanno mitigato i minori prezzi
di realizzo dei greggi di produzione e l’impatto negativo del cambio.
GGP e Power: EBIT proforma adjusted di €0,35 mld (in crescita del 21% rispetto al ‘24) grazie alla continua generazione
di valore derivante dall’ottimizzazione del portafoglio gas.
Enilive: EBIT proforma adjusted di €0,23 mld (EBITDA pari a €0,32 mld), in crescita del 35% rispetto al terzo trimestre ’24,
grazie alla ripresa dei margini dei biocarburanti. Plenitude: EBIT proforma adjusted di €0,10 mld (€0,22 mld di EBITDA),
in calo rispetto allo stesso trimestre del ‘24.
Refining è tornata in utile (€0,14 mld rispetto al breakeven nei trimestri di confronto) per effetto dei migliorati margini dei
carburanti e del più elevato tasso di utilizzo degli impianti. Il business della Chimica ha registrato una perdita di €0,19
mld nel quadro della prolungata recessione dell’industria europea, pur evidenziando dei segnali di inversione grazie ai
primi effetti del piano di ristrutturazione in atto.
Il flusso di cassa operativo “CFFO adjusted” 1 di €3,3 mld, ampiamente superiore agli investimenti di €2 mld, mostra
un incremento del 14% rispetto all’anno precedente nonostante lo sfidante scenario. Il flusso di cassa discrezionale
di €1,3 mld è stato incrementato dalle iniziative di cassa finalizzate a ottimizzare il capitale circolante (contributo di
€2,1 mld nei nove mesi), nonché da incassi da gestione del portafoglio di circa €1,1 mld, relativi principalmente alla
cessione del 30% nel progetto Baleine e altri asset non strategici in Congo. Questi flussi hanno finanziato €1,3 mld di
cassa agli azionisti (prima tranche del dividendo 2025 per €0,78 mld e il riacquisto di azioni per €0,56 mld nell’ambito
del piano 2025). L’indebitamento finanziario netto sceso a €9,9 mld, in flessione rispetto a giugno 2025, determina
un rapporto di leva contabile del 19%, ovvero 12% su base proforma considerando gli incassi delle operazioni non
ancora finalizzate alla chiusura del trimestre.
Outlook 2025
Eni aumenta di €0,3 mld il programma 2025 di acquisto di azioni fino a €1,8 mld sulla base dei rilevanti progressi strategici
compiuti e di una stima più elevata di generazione di cassa ad anno intero, con una seconda revisione al rialzo nel 2025
nonostante gli effetti negativi della flessione dei prezzi dell’energia e debolezza del dollaro USA.
Nello specifico, le previsioni finanziarie e operative sono aggiornate come segue:
• il flusso di cassa operativo atteso nell’anno (rettificato prima dei movimenti del capitale circolante) è incrementato a €12
mld, rispetto alla precedente stima di €11,5 mld allo scenario aggiornato 2. Ciò rappresenta un miglioramento gestionale di
€1,3 mld rispetto alla guidance originaria del Piano.
• la produzione attesa di petrolio e gas è incrementata in un intervallo di 1,71-1,72 mln di boe/giorno, con un livello previsto
di circa 1,8 mln di boe/giorno nel quarto trimestre.
• la proiezione ad anno intero dell’EBIT proforma adjusted di GGP è incrementata a oltre €1 mld grazie alle ottimizzazioni di
portafoglio.
• Incrementate a €4 mld dai precedenti €3 mld le iniziative di cassa e le altre misure organiche attuate per mitigare gli effetti
dello scenario.
Inoltre:
• Confermati gli investimenti lordi ad un valore inferiore a €8,5 mld, in riduzione rispetto alla previsione iniziale di un importo
inferiore ai €9 mld; i capex netti sono previsti inferiori a €5 mld rispetto alla previsione originaria di un intervallo €6,5-7 mld.
• Confermato l’outlook per Enilive e Plenitude: EBITDA proforma adjusted dell’anno previsto rispettivamente pari a circa €1
mld e superiore a €1,1 mld;
• Capacità rinnovabile installata prevista a fine anno a 5,5 GW (Plenitude @100%); capacità di bio-raffinazione a 1,65 MTPA,
alla quale si aggiunge 1 MTPA in costruzione.
Indice di solidità finanziaria atteso nell’intervallo indicato nel Piano.
• Leverage proforma a fine anno previsto nel range di 0,15-0,18.
Rivisti al rialzo rispetto al piano originale i ritorni previsti per gli azionisti nel 2025, con l’esecuzione di un programma di
riacquisto azioni da almeno €1,8 mld, con un aumento pari al 20% rispetto alla guidance del Capital Market Update, e un
aumento già annunciato del dividendo del 5% a €1,05 per azione
• La messa in pagamento della seconda tranche del dividendo 2025 pari a €0,26 per azione è prevista il 26 novembre 2025
(record date 25 novembre).
Calcolato prima della variazione del capitale circolante al costo di rimpiazzo.
L’outlook 2025 aggiornato nel terzo trimestre si basa sulle seguenti previsioni: prezzo del Brent a 70 $/barile (70 $/barile nell’outlook del Q2 ’25), prezzo spot del gas TTF a 36 €/MWh,
margine di raffinazione SERM a 5,8 $/barile (in aumento rispetto alle assunzioni del Q2 pari a 4 $/barile), tasso di cambio EUR/USD a 1,13 rispetto all’outlook precedente pari a 1,1.
Segmenti di business: risultati operativi e finanziari
Exploration & Production
Produzione e prezzi
II Trim.
67,82
1,134
1.668
50,81
62,77
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
III Trim.
69,07
80,18
1,168
1,098
1.756
1.661
52,07
55,95
64,00
73,88
var %
Nove mesi
70,85
82,79
1,119
1,087
1.691
1.704
52,68
55,74
65,43
75,27
var %
(a) I prezzi si riferiscono alle società consolidate.
Nel terzo trimestre 2025 la produzione di idrocarburi di 1,76 mln di boe/giorno ha registrato un aumento del 6% rispetto
al terzo trimestre 2024 (1,69 mln nei nove mesi 2025, -1%). L’eccellente gestione dei progetti di sviluppo ha consentito
l’entrata a regime dei progetti in Costa d’Avorio, Congo e Messico. Questi incrementi sono stati sostenuti dagli avvii dei
progetti nei nostri satelliti in Angola e Norvegia e dalla regolarità di marcia e dall’ottimizzazione delle attività di
manutenzione dei giacimenti in produzione. Tali effetti positivi sono stati parzialmente compensati dal declino dei
giacimenti maturi e dalla cessione delle attività perfezionate nel 2024 in Nigeria, Alaska e Congo per migliorare il
portafoglio. La crescita degli asset in portafoglio è stata dell’8,5% nel trimestre. Su base sequenziale, la produzione di
idrocarburi è aumentata del 5% rispetto al secondo trimestre 2025 per effetto dell’entrata a regime dei progetti organici
in Norvegia, Indonesia, Messico e Angola.
La produzione di petrolio è stata di 860 mila barili/giorno, in aumento dell’11% rispetto al terzo trimestre 2024 (824 mila
barili/giorno nei nove mesi 2025, in aumento del 5%). La crescita organica in Costa d’Avorio, a seguito dell’avvio della
Fase 2 del progetto Baleine, Messico e Norvegia è stata compensata dai disinvestimenti e dal declino di giacimenti
maturi.
La produzione di gas naturale è stata di 133 mln di metri cubi/giorno, in aumento del 2% rispetto al terzo trimestre 2024
(128 mln di metri cubi/giorno nei nove mesi 2025, in riduzione del 7%). La crescita organica in Congo (Marine XII), Italia
(Argo/Cassiopea) e Indonesia (Merakes East), nonché nei nostri satelliti in Angola e Norvegia è stata in parte compensata
dalla cessione delle attività e dal declino dei giacimenti maturi.
Risultati
II Trim.
var %
Nove mesi
var %
4.701
Ricavi Upstream
4.616
5.703
14.723
17.637
2.422
Utile operativo proforma adjusted
2.638
3.259
8.368
10.242
2.679
2.818
1.670
2.264
5.116
6.009
1.415
5.689
6.428
7.424
8.028
1.495
1.659
1.957
1.059
1.336
II Trim.
III Trim.
(€ milioni)
di cui: società partecipate rilevanti
Utile (perdita) operativo delle società consolidate
Esclusione special items
Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate
Utile (perdita) ante imposte adjusted
tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted
Costi di ricerca esplorativa:
1.800
2.015
2.326
2.552
1.175
1.286
3.547
3.791
costi di prospezioni, studi geologici e geofisici
radiazione di pozzi di insuccesso
Investimenti tecnici
1.535
1.384
4.310
4.270
Società partecipate rilevanti
III Trim.
var %
Nove mesi
var %
Utile operativo adjusted (quota Eni)
2.679
2.818
di cui: Vår Energi
(€ milioni)
1.488
1.794
Azule
Utile netto adjusted
Dividendi
Produzione di idrocarburi
(mgl di boe/g)
Nel terzo trimestre 2025 il settore Exploration & Production ha registrato l’utile operativo proforma adjusted di €2.638
mln con una riduzione del 19% rispetto al terzo trimestre 2024, dovuta ai minori prezzi di realizzo in dollari dei liquidi che
riflettono la riduzione del prezzo del benchmark Brent (-14%) e l’apprezzamento del cambio EUR/USD (+6%) che penalizza
la conversione in euro delle controllate aventi il dollaro USA come moneta funzionale. Tali riduzioni sono state
parzialmente compensate dalla crescita delle produzioni, da positivi effetti mix dovuti al maggiore contributo dei progetti
a maggiore redditività a seguito della razionalizzazione del portafoglio e dalle iniziative di efficienza. Nei nove mesi ’25,
l’utile operativo proforma adjusted di €8.368 mln è diminuito del 18% rispetto ai nove mesi ’24 per gli stessi fenomeni
evidenziati nel commento ai risultati del trimestre.
Nel terzo trimestre 2025 il settore ha registrato l’utile netto adjusted di €1.175 mln (-9% rispetto al terzo 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 €3.547 mln nei nove mesi 2025 evidenzia una riduzione del 6% rispetto ai nove mesi ’24.
Nel terzo trimestre 2025 il tax rate si attesta a circa 42% (45% nei nove mesi 2025) in riduzione di circa 8 punti percentuali
rispetto ai periodi di confronto del 2024 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
Dall’inizio dell’anno, le risorse esplorative sono state incrementate di circa 800 mln di boe, estendendo a oltre 10 anni
consecutivi la serie storica di esercizi nei quali Eni è stata in grado di rimpiazzare la produzione in modo organico. Sono
state realizzate importanti scoperte near field in diverse aree geografiche. Ad aprile, la JV Azule Energy (Eni 50%) ha
confermato un’importante scoperta con il pozzo Capricornus 1-X, nel bacino di Orange in Namibia, grazie a un test di
produzione positivo che ha intercettato un intervallo mineralizzato a olio leggero, seguito a settembre da un’ulteriore
scoperta a gas e condensati con il pozzo Volans-1X. Azule Energy ha anche annunciato la scoperta con il primo pozzo
esplorativo interamente dedicato ai temi a gas Gajajeira-01 in Angola. Nel 2025 le scoperte near field sono state
confermate con test di produzione positivi nel Regno Unito (attraverso Ithaca Energy, Eni 36%) in Norvegia (tramite Vår
Energi, Eni 63%) e in Costa d’Avorio. Nel quarto trimestre 2025, è prevista una significativa attività esplorativa, in
particolare in Angola, Costa d’Avorio, Libia e Indonesia.
Luglio: Eni ha firmato con il partner Sonatrach un 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 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.
Agosto: avviata la produzione del progetto Agogo Integrated West Hub, operato dalla JV Azule Energy nel blocco 15/06,
nell’offshore dell’Angola. Il progetto comprende l’intera fase di sviluppo per due giacimenti, Agogo e Ndungu, con riserve
totali di circa 450 mln di barili e un plateau produttivo atteso a 180 boe/giorno.
Agosto: l’unità flottante di gas naturale liquefatto (FLNG) Nguya, è salpata e destinata a incrementare in modo
significativo la produzione di GNL nell’ambito della Fase 2 del progetto Congo LNG, nella concessione Marine XII,
nell’offshore della Repubblica del Congo. La FLNG è stata disegnata e costruita in soli 33 mesi, dall’aggiudicazione del
contratto al sail away segnando un record in termini di time-to-market nell’intera industria e incrementerà la capacità
totale a 3 MTPA di GNL (dagli attuali 0,6 MTPA).
Settembre: Eni, insieme ai partner del progetto Offshore Cape Three Points (OCTP), Vitol e la Ghana National Petroleum
Corporation (GNPC), ha firmato un Memorandum d’Intenti con il Governo del Ghana, per incrementare la produzione
nazionale di petrolio e gas e promuovere nuove iniziative sostenibili. La collaborazione inoltre valuterà attività esplorative
ed il possibile sviluppo del nuovo giacimento Eban-Akoma nel blocco Cape Three Points 4.
Settembre: Eni finalizza la cessione a Vitol di una partecipazione del 30% nel progetto Baleine in Costa d’Avorio. Il progetto
Baleine è il principale sviluppo offshore nel Paese ed è posseduto da Eni (47,25%), Vitol (30%) e Petroci (22,75%). La
transazione è in linea con la strategia di Eni volta all’ottimizzazione delle attività upstream, che prevede di anticipare la
valorizzazione delle scoperte esplorative attraverso la riduzione delle partecipazioni in esse.
Ottobre: Eni ha firmato un contratto di esplorazione relativo al blocco CI-707, offshore della Costa d’Avorio, che presenta
una continuità geologica con il vicino blocco CI-205, dove è presente la scoperta Calao annunciata da Eni nel marzo
2024. Questa vicinanza offre un’opportunità per futuri sviluppi sinergici.
Ottobre: Eni ha raggiunto con i partner CNPC, ENH, Kogas e XRG la Decisione Finale di Investimento (FID) per lo sviluppo
del progetto Coral North FLNG che porterà in produzione le riserve della parte settentrionale del giacimento Coral a gas
nell’Area 4, nel bacino di Rovuma, attraverso un impianto galleggiante di GNL con una capacità produttiva di 3,6 MTPA.
Il progetto farà leva sull’approccio fast-track di Eni e l’esperienza acquisita con il progetto Coral South con start-up atteso
in soli tre anni.
Ottobre: Eni e la società argentina YPF hanno firmato la Descrizione Tecnica Finale di Progetto (FTPD), un passo
significativo verso la Decisione Finale di Investimento relativa ad una fase da 12 MTPA di gas naturale liquefatto del
progetto integrato upstream-midstream Argentina LNG (ARGLNG), progettato per sviluppare le risorse del giacimento a
gas Vaca Muerta, che prevede un approccio per fasi per esportare fino a 30 MTPA di GNL nel lungo termine.
Global Gas & LNG Portfolio e Power
Vendite e produzione
II Trim.
III Trim.
Nove mesi
var %
var %
Global Gas & LNG Portfolio
Prezzo spot del Gas Italia al PSV
Spread PSV vs. T T F
Vendite di gas naturale
€ / MW h
m l d d i m et ri cu b i
Italia
14,70
17,73
Resto d’Europa
12,79
15,62
12,20
14,67
Mercati europei
Resto del Mondo
T otale vendite gas ⁽ᵃ⁾
10,79
30,31
35,62
Vendite di GNL
Power
Produzione termoelettrica
14,77
14,56
Importatori in Italia
(a) Include vendite intercompany.
Nel terzo trimestre 2025 le vendite di gas naturale di 9,18 mld di metri cubi sono in diminuzione del 15% rispetto al periodo
di confronto per effetto della riduzione dei volumi venduti nel settore grossisti in Italia. Le vendite nel mercato Europeo
pari a 3,63 mld di metri cubi si riducono rispetto al periodo di confronto (-24% rispetto al Q3 ’24), a seguito delle minori
vendite in Turchia e in Germania, parzialmente compensate dalle maggiori vendite in Francia, Regno Unito e Penisola
Iberica. Nei nove mesi 2025, le vendite di gas naturale ammontano a 30,31 mld di metri cubi, in riduzione del 15% rispetto
ai nove mesi 2024, a causa dei minori volumi commercializzati in Italia (-17%, pari a -3,03 mld di metri cubi vs. i nove
mesi 2024) e nei mercati Europei (-17%, pari a -2,47 mld di metri cubi vs i nove mesi 2024), in particolare in Turchia.
La produzione termoelettrica è stata pari a 4,83 TWh nel terzo trimestre 2025, in riduzione del 9% rispetto al periodo di
confronto per effetto del minor tasso di utilizzo degli impianti. Nei nove mesi 2025, la produzione ha registrato un lieve
incremento (+1% rispetto al periodo di confronto), per cogliere le opportunità di mercato (14,77 TWh nei nove mesi 2025
rispetto a 14,56 TWh nei nove mesi 2024).
Risultati
II Trim.
III Trim.
var %
Nove mesi
var %
3.444
Ricavi della gestione caratteristica
3.503
4.227
12.537
12.691
Utile operativo proforma adjusted
di cui: società partecipate rilevanti
Power
1.206
1.585
(779)
(402)
1.743
Utile (perdita) operativo delle società consolidate
(207)
Esclusione special item
Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate
Utile (perdita) ante imposte adjusted
tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted
1.183
1.200
(€ milioni)
Investimenti tecnici
Nel terzo trimestre 2025 il business Global Gas & LNG Portfolio ha conseguito l’utile operativo proforma adjusted di €279
mln in aumento del 10% rispetto al periodo di confronto, trainato dalla continua valorizzazione del portafoglio gas. Nei
nove mesi ’25, l’utile operativo proforma adjusted di €910 mln è in linea rispetto ai nove mesi ’24, beneficiando delle
rinegoziazioni e degli accordi commerciali.
Nel terzo trimestre 2025, il business Power ha riportato l’utile operativo proforma adjusted di €67 mln, in aumento di €34
mln rispetto allo stesso periodo del 2024, per effetto di un provento una tantum dovuto a una rinegoziazione contrattuale.
Nei nove mesi 2025, l’utile operativo proforma adjusted di €296 mln, in aumento di €213 mln rispetto ai nove mesi 2024,
per effetto degli stessi driver del trimestre.
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, parte della Fase 1 del progetto CP 2 GNL di Venture Global, in fase di sviluppo. 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.
Settembre: firmato un accordo triennale con Botas per la vendita di complessivi 1,5 mld metri cubi di GNL in Turchia.
Enilive e Plenitude
Enilive
II Trim.
III Trim.
var %
Nove mesi
var %
Enilive
Spread EU HVO U CO-based vs U CO
Spread U S RD⁽ᵃ⁾ U CO-based vs U CO
Lavorazioni bio
Tasso utilizzo impianti di raffinazione bio
T otale vendite Enilive
Vendite rete
1.143
mgl ton
mln ton
16,41
17,93
$/ton
10,40
di cui: Italia
Vendite extrarete
di cui: Italia
Altre vendite
(a) Renewable Diesel.
Nel terzo trimestre 2025 i volumi di lavorazione bio pari a 0,32 mln di tonnellate (+14% rispetto al terzo trimestre 2024),
riflettono i maggiori volumi lavorati presso le bioraffinerie di Gela e Chalmette a seguito della circostanza che il terzo
trimestre 2024 era stato impattato dalle attività di manutenzione. Nei nove mesi ’25 le lavorazioni bio di 0,88 mln di
tonnellate registrano una riduzione del 7% rispetto ai nove mesi ’24, a seguito delle fermate per manutenzione occorse
nella prima metà dell’anno.
Nel terzo trimestre 2025 le vendite rete ammontano a 2,10 mln di tonnellate, in leggera crescita rispetto al periodo di
confronto, per maggiori vendite in Italia, in particolare di benzine e diesel. Nei nove mesi 2025, le vendite rete ammontano
a 5,85 mln di tonnellate, +2% rispetto al periodo di confronto per gli stessi driver del trimestre.
Nel terzo trimestre 2025 le vendite extrarete sono pari a 3,21 mln di tonnellate, -7% rispetto al 2024 a seguito
principalmente della minore disponibilità di prodotto in specifiche aree geografiche in Italia. Le vendite sono in riduzione
anche su base progressiva con 8,92 mln di tonnellate, -14% rispetto ai nove mesi 2024.
II Trim.
4.779
Ricavi della gestione caratteristica
var %
Nove mesi
var %
5.206
5.476
14.742
16.215
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
III Trim.
(€ milioni)
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
1.565
(1.264)
Indebitamento netto
(1.338)
(684)
(1.338)
(684)
Investimenti tecnici
Nel terzo trimestre 2025, il business Enilive ha registrato un utile operativo proforma adjusted di €233 mln, in
miglioramento del 35% rispetto allo stesso periodo del 2024 (€457 mln nei nove mesi ’25 rispetto a €486 mln dei nove
mesi ’24, -6%). La positiva performance è attribuibile principalmente ai robusti risultati ottenuti dalle nostre bioraffinerie
nell’UE e negli Stati Uniti.
L’EBITDA proforma adjusted di €317 mln è in aumento del 26% rispetto al terzo trimestre 2024 (€252 mln). Nei nove mesi
’25 l’EBITDA proforma adjusted è stato di €698 mln, in calo del 3% rispetto ai €716 mln dei nove mesi ‘24.
Sviluppi strategici
Luglio: Eni ha firmato con la Banca europea per gli investimenti (BEI) un contratto di finanziamento da €500 mln a 15
anni per sostenere la conversione in bioraffineria del sito Eni di Livorno. Il progetto Eni prevede la costruzione di nuovi
impianti per la produzione di biocarburanti idrogenati, nonché di un’unità di pretrattamento delle cariche biogeniche e un
impianto Ecofining™ da 500 mila tonnellate/anno.
Agosto: LG-Eni BioRefining, Joint venture tra Enilive e LG Chem, ha avviato la costruzione del primo impianto di
produzione di HVO (Hydrotreated Vegetable Oil) e SAF (Susatainable Aviation Fuel) in Corea del Sud, presso la città di
Seoul. L’impianto tratterà circa 400 mila tonnellate annue di materie prime biogeniche sostenibili. Il completamento è
previsto entro il 2027.
Settembre: Eni ha avviato l’iter autorizzativo per la conversione di alcune unità della raffineria di Sannazzaro de’ Burgondi
(Pavia) in bioraffineria. Il progetto prevede la conversione dell’impianto esistente di Hydrocracker (HDC2), mediante la
tecnologia Ecofining™, nonché la costruzione di un impianto per il pretrattamento degli scarti e residui tramite i quali
Enilive produce i biocarburanti HVO. La nuova bioraffineria avrà una capacità produttiva di 550 mila tonnellate annue di
carica e sarà flessibile nella produzione di SAF-biojet e HVO diesel.
Plenitude
II Trim.
III Trim.
var %
Nove mesi
var %
Plenitude
PU N Index GME
€ / MW h
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
13,83
13,66
Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo
gigawatt
Produzione di energia da fonti rinnovabili
terawattora
Punti di ricarica veicoli elettrici a fine periodo
migliaia
Al 30 settembre 2025, i clienti retail/business sono pari a circa 10 mln di unità (gas ed energia elettrica), leggermente in
calo rispetto al 30 settembre 2024.
Le vendite retail e business gas a clienti finali pari a 0,47 mld di metri cubi nel terzo trimestre 2025, sono in calo del 5%
rispetto al periodo di confronto, principalmente a causa della variazione della base clienti. Nei nove mesi 2025 le vendite
ammontano a 3,54 mld di metri cubi in calo del 6% principalmente in Italia, a seguito della riduzione dei clienti.
Le vendite retail e business energia elettrica a clienti finali pari a 4,84 TWh nel terzo trimestre 2025 sono sostanzialmente
in linea rispetto al terzo trimestre 2024. Nei nove mesi 2025, le vendite di 13,83 TWh hanno beneficiato dell’incremento
della base clienti nel segmento business in Italia.
Al 30 settembre 2025, la capacità installata da fonti rinnovabili è pari a 4,8 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 1,6 TWh nel terzo trimestre 2025, in aumento del 35%
rispetto al terzo trimestre 2024 (4,3 TWh nei nove mesi ’25, in aumento del 23% rispetto ai nove mesi ’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 settembre 2025 sono pari a 22,1 mila unità, in aumento del 5% rispetto
alle 21 mila unità al 30 settembre 2024, grazie allo sviluppo della rete.
II Trim.
1.885
III Trim.
(€ milioni)
Ricavi della gestione caratteristica
var %
Nove mesi
var %
1.818
1.987
7.421
7.194
EBITDA proforma adjusted
Utile operativo proforma adjusted
Utile (perdita) operativo delle società consolidate
Esclusione special item
(459)
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
1.967
1.756
2.061
Indebitamento netto
1.967
1.756
Investimenti tecnici
Nel terzo trimestre 2025, Plenitude ha conseguito un utile operativo proforma adjusted di €98 mln, in riduzione del 26%
rispetto allo stesso periodo di confronto, per effetto dei minori risultati del business retail (principalmente relativi a
soluzioni per l’efficienza energetica) parzialmente compensati dal ramp-up della capacità installata da fonti rinnovabili e
dei relativi volumi. Nei nove mesi ’25 l’utile operativo proforma adjusted ammonta a €472 mln, in riduzione del 10%
rispetto al periodo di confronto pari a €524 mln.
Nel terzo trimestre ’25, il business ha conseguito un EBITDA proforma adjusted pari a €221 mln, in calo del 9% rispetto
al terzo trimestre 2025. Nei nove mesi l’EBITDA proforma adjusted è pari a €835 mln, -2% rispetto a €853 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
Settembre: GreenIT, la joint venture italiana partecipata da Plenitude e CDP Equity (Gruppo CDP) ha ottenuto un
finanziamento di €370 mln dalla BEI e altri istituti per i progetti di energia rinnovabile.
Settembre: Plenitude ha avviato un nuovo impianto fotovoltaico da 50 MW in Kazakhstan. L’impianto è parte di un
progetto innovativo guidato da Eni e KazMunayGas (KMG), il primo su larga scala, per la realizzazione di una centrale
elettrica ibrida da 247 MW, che integrerà la produzione di energia da fonte solare, eolica e a gas.
Ottobre: Plenitude ha firmato con A.N.FI.R. (Associazione Nazionale delle Finanziarie Regionali) un Accordo Quadro per
realizzare impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili.
Refining e Chimica
Produzioni e vendite
II Trim.
III Trim.
var %
Nove mesi
10,88
10,46
18,83
18,17
var %
Refining
Standard Eni Refining Margin (SERM)
Lavorazioni in conto proprio Italia
Lavorazioni in conto proprio resto del Mondo
Totale lavorazioni in conto proprio
Tasso utilizzo impianti di raffinazione
$ / b ari l e
mln ton
Chimica
Vendite prodotti chimici
Tasso utilizzo impianti
mln ton
Refining
• Nel terzo trimestre 2025 il margine di raffinazione indicatore Eni (Standard Eni Refining Margin) si è attestato in media a
8,9 $/barile, rispetto a 1,7 $/barile nel terzo trimestre 2024, dovuto ai più favorevoli crack spreads dei prodotti sostenuti
dalle numerose fermate di impianti a livello globale, nonostante la debole domanda (5,8 $/barile nei nove mesi 2025, in
lieve aumento rispetto a 5,6 $/barile nei nove mesi 2024).
• Nel terzo trimestre 2025 le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio in Italia, pari a 3,81 mln di tonnellate,
sono in aumento del 16% rispetto al terzo trimestre 2024, per effetto dei maggiori volumi lavorati presso le raffinerie di
Sannazzaro e Milazzo, a seguito di minori fermate. Nel resto del mondo, le lavorazioni sono aumentate del 4% rispetto al
terzo trimestre 2024 per effetto di maggiori volumi processati presso ADNOC Refineries. Nei nove mesi 2025, le
lavorazioni in Italia e nel resto del mondo evidenziano un aumento rispettivamente del 4% e 3% rispetto ai periodi di
confronto 2024.
Chimica
• Le vendite di prodotti chimici nel terzo trimestre 2025 sono pari a 0,59 mln di tonnellate, in riduzione del 28% rispetto al
periodo di confronto a seguito del calo della domanda e di fermate produttive. Nei nove mesi ’25 le vendite sono pari a
2,10 mln di tonnellate, -13% rispetto ai nove mesi 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
II Trim.
4.533
(193)
(184)
(843)
(213)
(207)
(197)
(€ milioni)
Ricavi della gestione caratteristica
U tile (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
U tile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate
U tile (perdita) ante imposte adjusted
III Trim.
5.333
4.545
(192)
(193)
(188)
(908)
(291)
(228)
(136)
(207)
var %
Nove mesi
14.010 16.524
(580)
(438)
(615)
(583)
(1.081)
(1.593)
(599)
(692)
(608)
(469)
var %
U tile (perdita) netto adjusted
(158)
(581)
(342)
Investimenti tecnici
Nel terzo trimestre 2025, il business Refining, che include il contributo di ADNOC R&GT ha raggiunto un risultato positivo
pari a €135 mln, rispetto al sostanziale pareggio del terzo trimestre 2024, grazie alla ripresa dei margini di raffinazione,
al miglioramento del crack spread dei prodotti ed all’incremento dei tassi di utilizzo degli impianti di raffinazione. Nei
nove mesi 2025, il business ha conseguito un utile operativo proforma adjusted di €35 mln, in calo rispetto al periodo di
confronto (€145 mln) per effetto dello scenario negativo delle utility e altri effetti una tantum di cui aveva beneficiato il
risultato del corrispondente periodo 2024.
Nel terzo trimestre 2025, il business della Chimica gestito da Versalis ha riportato una perdita operativa proforma
adjusted pari a €188 mln, in leggera diminuzione rispetto al terzo trimestre 2024 (€193 mln) a seguito dei primi benefici
del piano di ristrutturazione, compensati dalle avverse condizioni di mercato. 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. Nei nove mesi 2025, la perdita proforma adjusted di €615 mln, in aumento
rispetto alla perdita di €583 mln nei nove mesi 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
Luglio: Versalis ha firmato un Memorandum of Understanding (MoU) con Acea Ambiente relativo a iniziative per il riciclo
delle plastiche post-consumo e post-industriali. L’accordo prevede inoltre la valutazione di soluzioni di riciclo chimico, tra
cui la tecnologia proprietaria Hoop®.
Settembre: Versalis ha firmato con Veritas, multiutility italiana, un accordo per promuovere l’economia circolare
attraverso la valorizzazione delle plastiche post-consumo e post-industriali.
Settembre: Eni Storage Systems, joint venture costituita da Eni e Fib, società appartenente al gruppo Seri Industrial, ha
avviato i lavori per la costruzione di un impianto di produzione di batterie al litio stazionarie, nell’ambito del piano di
riconversione del polo petrolchimico di Brindisi, dove l’attività è cessata.
Ottobre: avviato l’iter autorizzativo per la trasformazione del sito di Priolo. Il progetto prevede una nuova bioraffineria e
un impianto di riciclo chimico delle plastiche con tecnologia proprietaria Hoop® di Versalis. La nuova bioraffineria avrà
una capacità di 500 mila tonnellate/anno basata su un impianto di Ecofining™, oltre a unità ausiliarie per il pretrattamento
delle biomasse per la produzione di idrogeno. Il termine dei lavori è previsto entro la fine del 2028. L’impianto Versalis
Hoop® avrà una capacità di trattamento di 40 mila tonnellate/anno.
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:
Luglio: Eni e Khazna Data Centers, nell’ambito della partnership strategica tra Italia ed Emirati Arabi Uniti, hanno firmato
un memorandum per la costituzione di una joint venture finalizzata allo sviluppo di un “AI Data Center Campus” con una
capacità IT complessiva di 500 MW presso l’hub Eni di Ferrera Erbognone.
Agosto: Eni ha sottoscritto con Global Infrastructure Partners (“GIP”), investitore globale leader nel settore delle
infrastrutture che fa parte di BlackRock, un accordo per la cessione di una partecipazione pari al 49,99% in Eni CCUS
Holding. La Società opera, attraverso le proprie controllate, i progetti in UK di Liverpool Bay e Bacton, oltre al progetto
L10-CCS in Olanda. La Società ha, inoltre, il diritto di acquisire il 50% detenuto da Eni del progetto CCS Ravenna in Italia
e potrà includere altri potenziali progetti in una più ampia piattaforma di iniziative CCUS nel medio-lungo termine.
Settembre: Eni ha firmato con Commonwealth Fusion Systems (CFS) un accordo di acquisto di energia del valore di oltre
$1 mld, ampliando così la partnership strategica le due società per la commercializzazione dell’energia da fusione. Il
Power Purchase Agreement (PPA) riguarda l’acquisto da parte di Eni di elettricità decarbonizzata proveniente da ARC,
l’impianto di CFS per la produzione di energia da fusione, situato nella contea di Chesterfield, Virginia, che diventerà
operativa all’inizio del prossimo decennio, come previsto dagli azionisti dell’iniziativa.
Risultati di Gruppo
II Trim.
III Trim.
(€ milioni)
var %
Nove mesi
var %
18.767
Ricavi della gestione caratteristica
20.204
20.658
61.536
65.309
1.162
U tile (perdita) operativo
1.344
1.360
4.834
5.611
Eliminazione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item ⁽ᵃ⁾
1.253
2.618
2.073
2.442
6.562
8.654
2.796
2.969
2.996
3.400
9.358
11.623
1.889
2.681
2.422
Utile (perdita) operativo adjusted
Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti
U tile operativo proforma adjusted
2.638
3.259
8.368
10.242
Global Gas & LNG Portfolio (GGP) e Power
1.206
Enilive e Plenitude
1.010
(580)
(438)
(565)
(186)
(193)
Refining e Chimica
(192)
(197)
Corporate, altre attività ed elisioni di consolidamento
(266)
(259)
2.200
U tile (perdita) ante imposte adjusted
2.273
2.656
7.222
9.200
1.175
U tile (perdita) netto adjusted
1.315
1.292
3.943
4.429
U tile (perdita) netto
2.621
2.476
U tile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
2.518
2.394
Eliminazione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item ⁽ᵃ⁾
1.673
1.247
1.271
3.793
4.372
1.134
U tile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
(a) Per maggiori informazioni v. tabella “Analisi degli special item”.
Nel terzo trimestre 2025 il Gruppo ha conseguito l’utile operativo proforma adjusted di €3 mld, con una riduzione del 12%
rispetto al trimestre di confronto. La flessione del 14% del prezzo del Brent e l’apprezzamento del tasso di cambio
EUR/USD (+6% rispetto al terzo trimestre 2024) hanno influenzato la performance del settore E&P (€2,64 mld, in riduzione
del 19% rispetto al trimestre 2024), attenuati dalla crescita della produzione di olio e gas, dal più favorevole mix dovuto
al crescente contributo di barili a maggiore redditività e dall’efficienza nei costi. Gli altri settori hanno registrato risultati
in crescita rispetto al trimestre dello scorso anno, in particolare in ripresa il business della raffinazione che beneficia del
miglioramento del crack spread dei prodotti e di migliori tassi di utilizzo degli impianti, che hanno portato a un ritorno
all’utile (€0,14 mld vs breakeven nello stesso trimestre dell’anno scorso). La performance del settore GGP e Power, in
crescita del 21% rispetto al terzo trimestre 2024, è dovuta dalla continua valorizzazione del portafoglio gas. Il business
della Chimica ha registrato una perdita di €0,19 mld che riflette il perdurante contesto di debolezza dell’industria europea,
evidenziando tuttavia un miglioramento 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. Nei
nove mesi 2025 il Gruppo ha registrato un utile operativo proforma adjusted di €9,36 mln, in calo del 19% rispetto ai nove
mesi 2024, per effetto degli stessi trend evidenziati nel commento ai risultati del trimestre, nonché della circostanza che
il 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.
Nel terzo trimestre 2025, l’utile ante imposte adjusted di €2,27 mld, in riduzione del 14% rispetto al trimestre di confronto,
riflette il trend dell’utile operativo adjusted, in parte compensato dall’incremento del contributo delle JV/collegate valutate
all’equity per effetto della migliore performance operativa e della crescita dei volumi, nonché della costituzione di Ithaca
Energy nel Regno Unito, nonostante lo scenario negativo delle commodity. Nei nove mesi ’25 il Gruppo ha conseguito un
utile ante imposte adjusted di €7,22 mld, in calo del 22% rispetto ai nove mesi ’24.
L’utile netto adjusted di competenza degli azionisti Eni di €1,25 mld ha registrato un calo del 2%, riflettendo la riduzione
del 14% dell’utile ante imposte adjusted, in parte compensato dalla riduzione del tax rate adjusted di Gruppo al 42%
rispetto al 51% nel terzo trimestre 2024. Il tax rate è stato 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, nonché il maggior contributo all’utile ante imposte delle controllate italiane soggette a
un’aliquota fiscale teorica (circa il 28%) ben inferiore a quella del settore E&P estero. Nei nove mesi ’25 l’utile netto
adjusted di competenza degli azionisti Eni è pari a €3,79 mld, in calo del 13% rispetto ai nove mesi ’24.
Posizione finanziaria netta e cash flow operativo
III Trim.
II Trim.
(€ milioni)
Utile (perdita) netto
Nove mesi
var. ass.
var. ass.
2.621
2.476
(1.711)
Rettifiche per ricondurre l’utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa:
1.716
1.505
1.875
(370)
5.063
6.774
– plusvalenze nette su cessioni di attività
(382)
(566)
– dividendi, interessi e imposte
1.263
(372)
3.275
4.428
(1.153)
1.176
Variazione del capitale di esercizio
1.298
(1.103)
Dividendi incassati da partecipate
1.296
1.409
(113)
1.752
(1.058)
– ammortamenti e altre componenti non monetarie
Imposte pagate
(572)
(1.735)
1.163
(2.802)
(4.554)
(334)
Interessi (pagati) incassati
(191)
(171)
(822)
(755)
3.517
Flusso di cassa netto da attività operativa
3.078
2.997
8.980
9.472
(492)
(1.954)
Investimenti tecnici
(100)
(2.017)
(2.001)
(5.790)
(5.953)
Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d’azienda
(229)
(153)
(580)
(2.384)
1.804
Dismissioni di partecipazioni consolidate, rami d’azienda, attività materiali e immateriali e partecipazioni
1.275
1.059
1.359
1.686
(327)
(852)
(268)
(804)
1.127
3.701
2.017
1.684
(275)
Altre variazioni relative all’attività di investimento
1.271
Free cash flow
2.014
Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all’attività operativa
(459)
(714)
(649)
(784)
(317)
Variazione debiti finanziari correnti e non correnti
(2.063)
1.966
(1.421)
(619)
(802)
(300)
Rimborso di passività per beni in leasing
(458)
Flusso di cassa del capitale proprio
(121)
2.775
(303)
(262)
(978)
(933)
(1.371)
(1.370)
(2.856)
3.049
Flusso di cassa netto delle obbligazioni perpetue subordinate ibride e interessi
1.549
(1.550)
1.462
(1.337)
Variazioni area di consolidamento e differenze cambio sulle disponibilità
(202)
(158)
VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILITA’ LIQUIDE ED EQUIVALENTI
(215)
(853)
(838)
1.607
Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted
3.297
2.898
9.486
10.701
(1.215)
III Trim.
II Trim.
Nove mesi
var. ass.
var. ass.
1.271
Free cash flow
2.014
1.127
3.701
2.017
1.684
(300)
Rimborso di passività per beni in leasing
(303)
(262)
(978)
(933)
(554)
(1.371)
(1.370)
1.549
(€ milioni)
Debiti e crediti finanziari società acquisite
(312)
Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni
(458)
Flusso di cassa del capitale proprio
Flusso di cassa netto delle obbligazioni perpetue subordinate ibride e interessi
(482)
(797)
(1.275)
(2.856)
3.049
(1.550)
1.462
(1.337)
4.311
VARIAZIONE DELL’INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO ANTE PASSIVITA’ PER LEASING
(219)
2.244
(2.067)
Rimborsi lease liability
Accensioni del periodo e altre variazioni
(113)
(723)
VARIAZIONE DELL’INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO POST PASSIVITA’ PER LEASING
(244)
3.179
(1.857)
5.036
Il flusso di cassa netto da attività operativa dei nove mesi 2025 pari a €8.980 mln, include €1.296 mln di dividendi distribuiti
dalle partecipate, principalmente da Azule Energy e Vår Energi. L’ammontare dei crediti commerciali ceduti pro-soluto
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 €9.486 mln nei nove mesi
2025 (€3.297 mln nel terzo 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, nonché accantonamenti non ricorrenti relativi ad alcuni
procedimenti legali.
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.
II Trim.
(€ milioni)
III Trim.
2024 var. ass.
Nove mesi
2024 var. ass.
3.517
Flusso di cassa netto da attività operativa
3.078
2.997
8.980
9.472
(492)
(1.176)
Variazione del capitale di esercizio
(195)
(1.298)
1.103
(387)
(260)
(127)
Esclusione derivati su commodity
(438)
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Flusso di cassa netto ante variazione circolante a costi di
rimpiazzo
(Proventi) oneri straordinari
(314)
3.050
2.618
9.065
9.591
(526)
1.110
(689)
Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di
rimpiazzo adjusted
3.297
2.898
9.486
10.701
(1.215)
2.685
2.775
I capex organici di €5,9 mld nei nove mesi 2025 registrano una riduzione del 3% rispetto ai nove mesi 2024 ed escludono la
quota di capex che sarà rimborsata al closing delle dismissioni di attività in corso, riclassificata nella voce “altre variazioni
relative all’attività di investimento”. Al netto di tali capex organici, il flusso di cassa discrezionale ante variazione circolante
ammonta a €3,58 mld.
Le dismissioni e le cessioni di quote di minoranza hanno rappresentato un significativo contributo di cassa e comprendono
l’incasso di €3,57 mld a valere sull’investimento del 30% da parte del fondo KKR in Enilive, €0,21 mld relativi all’incremento
del 2,4% della partecipazione di minoranza del fondo EIP in Plenitude, nonché disinvestimenti di asset relativi principalmente
al 30% del progetto Baleine e altri giacimenti non strategici in Congo (€1,36 mld). Le acquisizioni di ammontare non
significativo 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).
La riduzione dell’indebitamento ante IFRS 16 pari a circa €2,24 mld è dovuta al flusso di cassa netto da attività operativa
adjusted di €9,49 mld, al flusso di cassa del capitale proprio (€3,78 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, nonché ai flussi di cassa relativi alla
cessione di asset per €1,36 mld. Tali flussi hanno finanziato i fabbisogni per i capex organici di €5,9 mld, il pagamento dei
dividendi agli azionisti Eni e l’acquisto di azioni proprie di €3,54 mld (€2,31 mld di pagamento dividendi e €1,23 mld relativi al
riacquisto di azioni), il ripagamento dei debiti verso fornitori per l’acquisto di beni capitali rilevati come finanziari in relazione
alle dilazioni di pagamento concordate (€1 mld), il pagamento delle rate di leasing e delle cedole dei bond ibridi (€1,08 mld),
nonché altre variazioni per €0,8 mld.
Alla data del 17 ottobre 2025, sono state acquistate circa 68,4 mln di azioni con un esborso di €980 mln, nell’ambito del
programma 2025 di acquisto di azioni proprie autorizzato dall’Assemblea degli Azionisti del 14 maggio 2025, fino ad un
massimo complessivo di €3,5 mld, da realizzarsi entro la fine di aprile 2026. Nel limite previsto, il management intende
eseguire un piano di riacquisto di azioni fino a €1,8 mld.
Stato patrimoniale riclassificato
31 Dic. 2024
30 Sett. 2025
Immobili, impianti e macchinari
59.864
53.684
(6.180)
Diritto di utilizzo beni in leasing
5.822
5.100
(722)
Attività immateriali
6.434
6.020
(414)
Rimanenze immobilizzate – scorte d’obbligo
1.595
1.326
(269)
Partecipazioni
15.545
14.583
(962)
(€ milioni)
Var. ass.
Capitale immobilizzato
Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa
1.107
1.035
Debiti netti relativi all’attività di investimento
(1.364)
(1.194)
89.003
80.554
(8.449)
Rimanenze
6.259
6.260
Crediti commerciali
12.562
8.462
(4.100)
Debiti commerciali
(15.170)
(11.839)
3.331
(378)
(522)
(15.774)
(14.510)
1.264
Capitale di esercizio netto
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)
(1.038)
1.254
(14.271)
(13.043)
1.228
(681)
(626)
1.530
1.305
CAPITALE INVESTITO NETTO
74.276
68.415
(5.861)
(3.542)
Patrimonio netto degli azionisti Eni
52.785
49.243
Interessenze di terzi
2.863
3.723
Patrimonio netto
55.648
52.966
(2.682)
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
12.175
9.931
(2.244)
Passività per beni leasing
6.453
5.518
(935)
Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16
18.628
15.449
(3.179)
COPERT U RE
74.276
68.415
(5.861)
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 settembre 2025 il capitale immobilizzato (€80,6 mld) è diminuito di €8,5 mld rispetto al 31 dicembre 2024 a seguito
dell’effetto negativo delle differenze cambio (al 30 settembre 2025, cambio puntuale EUR/USD pari a 1,174 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. Gli
investimenti del periodo sono stati compensati dalla cessione di asset, principalmente il 30% del progetto Baleine, nonché
dagli ammortamenti/svalutazioni e radiazioni. Le “Attività destinate alla vendita” includono la classificazione di partecipazioni
di minoranza in alcuni asset operati del settore upstream e dell’attività Eni della CCUS, a seguito delle operazioni di cessione
in corso.
Il patrimonio netto (circa €53 mld) è diminuito di €2,7 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
€3,5 mld (distribuzione dividendi e riacquisto di azioni proprie). Queste riduzioni sono state parzialmente compensate
dall’utile netto del periodo (€2,6 mld) e dalla rilevazione nelle riserve di utili della differenza positiva (circa €2,7 mld) tra il
valore contabile della partecipazione di minoranza nella controllata Enilive ceduta a terzi e il corrispettivo ricevuto.
Le interessenze di terzi di €3,7 mld al 30 settembre 2025 includono: i) la partecipazione di minoranza acquisita dal socio KKR
nel capitale sociale di Enilive (€0,9 mld) e la partecipazione di minoranza del fondo EIP in Plenitude di €0,7 mld, incrementata
di €0,2 mld nel periodo; 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 settembre 2025 è pari a €9,9 mld, in riduzione di €2,2 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
settembre 2025. Su base proforma, il leverage si attesta al 12%, 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 €1.253 mln e €612
mln rispettivamente nei nove mesi e nel terzo trimestre 2025, con il seguente breakdown per settore:
E&P: oneri netti di €573 mln nei nove mesi 2025 (oneri netti di €130 mln nel terzo trimestre 2025) relativi principalmente
al write-down di proprietà in fase di dismissione il cui valore è stato allineato al fair value (circa €464 mln) e di cui due
sono state finalizzate nel terzo trimestre, nonché alla revisione delle riserve di un altro asset.
GGP e Power: proventi netti di €402 mln nei nove mesi 2025 (oneri netti di €115 mln nel terzo 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 (proventi netti di
€374 mln e €32 mln rispettivamente nei nove mesi e nel terzo trimestre 2025), nonché dalla differenza tra la
valorizzazione delle rimanenze gas a costo medio ponderato prevista dagli IFRS e quella gestionale che tiene conto delle
dinamiche di invaso e svaso del gas naturale e riporta i margini (differenziale del costo del gas tra estate e inverno) ed i
relativi effetti di hedging in corrispondenza dei prelievi (oneri netti di €74 mln e di €79 mln nei nove mesi e nel trimestre
rispettivamente). La riclassificazione del saldo negativo di €280 mln (saldo positivo di €17 mln nel terzo 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 €433 mln (€99 mln nel terzo trimestre 2025) relativi principalmente alla componente
valutativa dei derivati su commodity privi dei requisiti per l’hedge accounting (€360 mln e €67 mln rispettivamente nei
nove mesi e nel terzo trimestre 2025).
Refining e Chimica: oneri netti di €405 mln (€86 mln nel terzo trimestre 2025) relativi principalmente al write-down degli
investimenti di compliance e stay-in-business relativi a CGU con flussi di cassa attesi negativi (€218 mln e €59 mln
rispettivamente nei nove mesi e terzo trimestre 2025) e ad oneri ambientali di €136 mln (€19 mln nel terzo trimestre
2025).
3 Informazioni sulla composizione dell’indebitamento finanziario netto sono fornite a pag. 27.
4 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 terzo trimestre e ai nove mesi 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 terzo trimestre e ai nove mesi 2025 e ai relativi comparative period (terzo trimestre e nove mesi 2024 e secondo trimestre 2025). I
flussi di cassa sono presentati con riferimento agli stessi periodi. Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 30 settembre 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 terzo trimestre 2025 e dei nove mesi
2025 sono gli stessi adottati nella redazione della Relazione Finanziaria Annuale 2024 alla quale si rinvia.
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 terzo trimestre e dei nove mesi 2025 (non sottoposti a revisione contabile) è disponibile sul
sito internet Eni all’indirizzo eni.com.
Indicatori alternativi di performance (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
Refining e Chimica
(291)
(418)
GRUPPO
Enilive e Plenitude
1.670
Effetto eliminazione
utili interni
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
III Trimestre 2025
Corporate e Altre
attività
(€ milioni)
1.344
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
U tile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (a)
Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b)
U tile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b)
1.800
2.638
(136)
(236)
(236)
2.073
2.996
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)
U tile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g)
Imposte sul reddito (i)
Tax rate (%)
U tile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i)
(137)
(402)
2.015
(840)
(132)
(311)
1.175
(197)
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
(172)
(164)
(387)
2.273
(958)
1.315
1.247
U tile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
1.247
U tile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
Esclusione special item:
oneri ambientali (recupero costi da terzi)
svalutazioni (riprese di valore) nette
radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti
plusvalenze nette su cessione di asset
Refining e Chimica
(908)
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all’esodo
derivati su commodity
differenze e derivati su cambi
(168)
GRUPPO
Enilive e Plenitude
2.264
Corporate e Altre
attività
Global Gas & LNG
Portfolio e Power
Utile (perdita) operativo
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Exploration &
Production
III Trimestre 2024
Effetto eliminazione
utili interni
(€ milioni)
(162)
1.360
(153)
(150)
U tile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (a)
Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b)
U tile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b)
2.326
3.259
(228)
(192)
(157)
(102)
(157)
(102)
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)
(111)
(543)
2.552
(1.266)
(115)
(207)
(157)
(102)
1.286
(158)
(119)
altro
Special item dell’utile (perdita) operativo
U tile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g)
Imposte sul reddito (i)
Tax rate (%)
U tile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i)
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
2.442
3.400
(138)
(545)
2.656
(1.364)
1.292
1.271
U tile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
U tile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
1.271
Enilive e Plenitude
Refining e Chimica
Corporate e Altre
attività
5.116
1.585
(1.593)
(957)
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
GRUPPO
Global Gas & LNG
Portfolio e Power
Utile (perdita) operativo
Exploration &
Production
Nove mesi 2025
Effetto eliminazione
utili interni
(€ milioni)
4.834
oneri ambientali (recupero costi da terzi)
svalutazioni (riprese di valore) nette
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
(374)
(280)
Special item dell’utile (perdita) operativo
U tile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (a)
5.689
(402)
1.183
(692)
(713)
1.253
6.562
Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b)
U tile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b)
2.679
8.368
1.206
(580)
(713)
2.796
9.358
Oneri finanziari e dividendi delle società consolidate (d)
(296)
Oneri finanziari e dividendi delle società partecipate rilevanti (e)
Imposte sul reddito delle società partecipate rilevanti (f)
(459)
(1.426)
(194)
Utile (perdita) netto adjusted delle società partecipate rilevanti (g)=(b)+(e)+(f)
U tile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g)
Imposte sul reddito (i)
6.428
(2.881)
1.200
(442)
(278)
(608)
(804)
7.222
(3.279)
Tax rate (%)
U tile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i)
3.547
(581)
(468)
3.943
(549)
(1.393)
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
3.793
U tile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
2.518
U tile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
3.793
Esclusione special item:
oneri ambientali (recupero costi da terzi)
svalutazioni (riprese di valore) nette
plusvalenze nette su cessione di asset
accantonamenti a fondo rischi
Refining e Chimica
(779)
1.353
(1.081)
1.329
(385)
GRUPPO
Enilive e Plenitude
6.009
Effetto eliminazione
utili interni
Global Gas & LNG
Portfolio e Power
Utile (perdita) operativo
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Exploration &
Production
Nove mesi 2024
Corporate e Altre
attività
(€ milioni)
5.611
oneri per incentivazione all’esodo
derivati su commodity
differenze e derivati su cambi
1.600
(466)
(379)
1.643
1.075
altro
Special item dell’utile (perdita) operativo
1.415
1.743
(423)
(345)
2.618
U tile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (a)
Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b)
U tile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b)
Oneri finanziari e dividendi delle società consolidate (d)
7.424
2.818
10.242
(229)
1.051
1.010
(599)
(438)
(276)
(276)
(116)
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)
(318)
(1.667)
U tile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g)
Imposte sul reddito (i)
Tax rate (%)
U tile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i)
8.028
(4.237)
(399)
(319)
(469)
(392)
3.791
(342)
(310)
8.654
2.969
11.623
(377)
(381)
(1.665)
9.200
(4.771)
4.429
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
4.372
U tile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
2.394
1.673
U tile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
4.372
oneri ambientali (recupero costi da terzi)
svalutazioni (riprese di valore) nette
GRUPPO
1.162
Corporate e Altre
attività
Refining e Chimica
1.495
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
Enilive e Plenitude
Global Gas & LNG
Portfolio e Power
Utile (perdita) operativo
Exploration &
Production
II trimestre 2025
Effetto eliminazione
utili interni
(€ milioni)
(843)
(261)
radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti
plusvalenze nette su cessione di asset
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all’esodo
derivati su commodity
altro
Special item dell’utile (perdita) operativo
U tile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (a)
Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b)
1.659
(196)
(207)
(213)
(215)
U tile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b)
Oneri finanziari e dividendi delle società consolidate (d)
2.422
(193)
(192)
(404)
1.957
Imposte sul reddito (i)
Tax rate (%)
U tile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i)
(898)
(215)
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)
U tile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g)
(147)
(207)
(183)
1.059
(197)
differenze e derivati su cambi
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
(198)
1.889
2.681
(227)
(396)
2.200
(1.025)
1.175
1.134
U tile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
U tile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
1.134
Analisi degli special item
II Trim.
III Trim.
(€ milioni)
Nove mesi
Oneri ambientali (recupero costi da terzi)
(379)
Svalutazioni (riprese di valore) nette
1.643
Plusvalenze nette su cessione di asset
Accantonamenti a fondo rischi
Oneri per incentivazione all’esodo
Derivati su commodity
1.075
(198)
Differenze e derivati su cambi
(150)
(296)
Altro
Special item dell’utile (perdita) operativo
1.253
2.618
Oneri (proventi) finanziari
di cui:
– riclassifica delle differenze e derivati su cambi nell’utile (perdita) operativo
(122)
Oneri (proventi) su partecipazioni
(112)
(316)
(266)
(413)
Imposte sul reddito
Totale special item dell’utile (perdita) netto
(145)
(138)
(285)
(682)
1.648
1.673
di competenza:
– azionisti Eni
– interessenze di terzi
Riconduzione utile operativo proforma adjusted di Gruppo
II Trim.
1.659
2.422
Nove mesi
III Trim.
(€ milioni)
Utile operativo adjusted E&P
Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti
Utile operativo proforma adjusted E&P
Utile operativo adjusted GGP e Power
var %
var %
1.800
2.326
5.689
7.424
2.679
2.818
2.638
3.259
8.368
10.242
1.183
Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti
Utile operativo proforma adjusted GGP e Power
Utile operativo adjusted Enilive e Plenitude
1.206
1.051
Utile operativo proforma adjusted Enilive e Plenitude
1.010
(213)
Utile operativo adjusted Refining e Chimica
(136)
(228)
(692)
(599)
(193)
Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti
Utile operativo proforma adjusted Refining e Chimica
(192)
(580)
(438)
(215)
Utile operativo adjusted altri settori
(236)
(157)
(713)
(276)
(102)
2.996
3.400
9.358
11.623
Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti
2.681
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
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
Risultati
adjusted
2. 073
Utile operativo
4. 834
1. 549
(296)
6. 562
(258)
(247)
Proventi/oneri finanziari
(668)
(112)
Proventi/oneri da partecipazioni
1.314
(266)
1. 048
Special
items
Risultati
reported
Profit on
stock
Risultati
adjusted
Profit on
stock
Nove mesi
Riclassifica
oneri
finanziari
III Trimestre
1. 344
Risultati
reported
(€ milioni)
(388)
(780)
(145)
(958)
Imposte sul reddito
(2.859)
(135)
(285)
(3. 279)
1. 315
Utile netto
2. 621
3. 943
1. 247
2. 518
3. 793
– Interessenze di terzi
Utile netto di competenza azionis ti E ni
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
Risultati
adjusted
Profit on
stock
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
Nove mesi
Profit on
stock
III Trimestre
Risultati
adjusted
(150)
2.442
U tile operativo
5.611
2.664
8.654
(346)
(104)
Proventi/oneri finanziari
(664)
(316)
Proventi/oneri da partecipazioni
1.498
(413)
1.085
Risultati
reported
1.360
Risultati
reported
(€ milioni)
(539)
(1.104)
(122)
(138)
(1.364)
Imposte sul reddito
(3.969)
(120)
(682)
(4.771)
1.292
U tile netto
2.476
1.648
4.429
1.271
– Interessenze di terzi
U tile netto di competenza azionisti Eni
2.394
1.673
4.372
Risultati
reported
Profit on
stock
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
II Trim.
Risultati
adjusted
U tile operativo
1.162
(198)
1.889
Proventi/oneri finanziari
(161)
Proventi/oneri da partecipazioni
(122)
Imposte sul reddito
(844)
(106)
(1.025)
U tile netto
1.175
– Interessenze di terzi
U tile netto di competenza azionisti Eni
1.134
(€ milioni)
Analisi delle principali voci del conto economico
Ricavi della gestione caratteristica
II Trim.
III Trim.
Nove mesi
var %
11.881
Exploration & Production
13.329
12.901
38.271
41.060
3.444
Global Gas & LNG Portfolio e Power
3.503
4.227
12.537
12.691
6.662
Enilive e Plenitude
7.021
7.459
22.156
23.395
4.533
Refining e Chimica
4.545
5.333
14.010
16.524
(8.263)
(€ milioni)
Corporate e altre attività
var %
1.466
1.361
(8.681)
(9.707)
(26.904)
(29.722)
20.204
20.658
61.536
65.309
Elisioni di consolidamento
18.767
Costi operativi
II Trim.
15.104
Nove mesi
III Trim.
(€ milioni)
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
var %
var %
16.512
16.833
49.376
51.281
Svalutazioni (riprese di valore) nette di crediti commerciali e altri crediti
Costo lavoro
2.438
2.479
di cui: incentivi per esodi agevolati e altro
15.986
17.253
17.649
51.961
53.834
Ammortamenti, svalutazioni, riprese di valore e radiazioni
II Trim.
1.501
Nove mesi
III Trim.
(€ milioni)
Exploration & Production
var %
1.521
1.519
4.586
4.776
var %
Global Gas & LNG Portfolio e Power
Enilive e Plenitude
– Enilive
– Plenitude
Refining e Chimica
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
1.842
1.842
5.538
5.728
1.643
2.146
Ammortamenti, svalutazioni e riprese di valore
2.023
1.982
6.360
7.371
2.136
Radiazioni
2.034
2.039
6.358
7.531
1.823
Proventi (oneri) su partecipazioni
(€ milioni)
Nove mesi 2025
Global Gas &
Exploration &
LNG Portfolio
Production
e Power
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
Dividendi
Plusvalenze (minusvalenze) nette da cessione di partecipazioni
Altri proventi (oneri) netti
Enilive e
Plenitude
Refining e
Chimica
Corporate e
altre attività
Gruppo
1.008
1.254
1.314
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 Sett. 2025
Var. ass.
Debiti finanziari e obbligazionari
30.348
29.109
(1.239)
– Debiti finanziari a breve termine
8.820
9.502
– Debiti finanziari a lungo termine
21.528
19.607
(1.921)
Disponibilità liquide ed equivalenti
(8.183)
(8.929)
(746)
Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico
(6.797)
(6.820)
Crediti finanziari non strumentali all’attività operativa
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
(3.193)
12.175
(3.429)
9.931
(236)
(2.244)
Passività per beni in leasing
Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16
6.453
18.628
5.518
15.449
(935)
(3.179)
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi
(2.682)
(€ milioni)
55.648
52.966
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 Sett. 2025
31 Dic. 2024
8.929
6.820
12.414
6.260
3.713
39.485
8.183
6.797
1.085
16.901
6.259
3.662
43.582
53.684
5.100
6.020
1.326
13.221
1.362
3.913
6.107
2.751
93.611
1.890
134.986
59.864
5.822
6.434
1.595
14.150
1.395
3.215
6.322
4.011
102.937
146.939
6.000
3.502
1.047
17.691
4.976
33.909
4.238
4.582
1.279
22.092
5.049
37.827
19.656
4.471
14.510
5.222
3.237
47.751
82.020
4.005
34.097
2.181
8.634
(2.192)
2.518
49.243
3.723
52.966
134.986
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
II Trim.
III Trim.
(€ milioni)
Nove mesi
18.767
Ricavi della gestione caratteristica
20.204
20.658
61.536
65.309
19.122
Altri ricavi e proventi
Totale ricavi
20.546
21.016
1.096
62.632
1.933
67.242
(15.104)
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
(16.512)
(16.833) (49.376)
(51.281)
Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti
(824)
Costo lavoro
(1.823)
Ammortamenti
Altri proventi (oneri) operativi
(147)
(744)
(818)
(2.438)
(2.479)
(266)
(1.842)
(1.842)
(5.538)
(5.728)
(323)
Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo di beni in leasing
(181)
(140)
(822)
(1.643)
1.162
Radiazioni
1.344
1.360
4.834
(160)
5.611
3.113
Proventi finanziari
1.650
6.200
4.480
(3.325)
Oneri finanziari
(1.150)
(2.054)
(6.962)
(5.489)
UTILE (PERDITA) OPERATIVO
Proventi (oneri) netti su attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico
Strumenti finanziari derivati
(258)
(346)
(668)
(664)
(161)
PROVENTI (ONERI) FINANZIARI
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
1.008
Altri proventi (oneri) su partecipazioni
1.648
1.314
5.480
1.498
6.445
1.405
PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI
UTILE (PERDITA) ANTE IMPOSTE
1.645
(844)
Imposte sul reddito
(780)
(1.104)
(2.859)
(3.969)
Utile (perdita) netto
2.621
2.476
di competenza:
– azionisti Eni
2.518
2.394
– interessenze di terzi
3.011,2
3.073,8
3.160,1
3.223,1
3.041,0
3.103,6
3.184,2
3.247,1
Utile (perdita) per azione (€ per azione)
– semplice
– diluito
Numero medio ponderato di azioni in circolazione (milioni)
3.049,7
3.112,3
– semplice
– diluito
PROSPETTO DELL’UTILE (PERDITA) COMPLESSIVO
III Trim.
(€ milioni)
Utile (perdita) netto del periodo
Nove mesi
2.621
2.476
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
Componenti riclassificabili a conto economico
Differenze di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall’euro
38 (2.553) (5.481)
(944)
(2.383)
(6.153)
(682)
Variazione fair value strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge
(280)
(344)
Quota di pertinenza delle “Altre componenti dell’utile (perdita) complessivo” delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio
netto
Effetto fiscale
(247)
Totale altre componenti dell’utile (perdita) complessivo
Totale utile (perdita) complessivo del periodo
di competenza:
– azionisti Eni
– interessenze di terzi
38 (2.553) (5.476)
903 (2.009) (2.855)
(947)
1.529
845 (1.982) (2.704)
(151)
1.494
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
Emissione di obbligazioni ibride perpetue
Cedole obbligazioni subordinate perpetue
Opzione put su Plenitude
Acquisto azioni proprie
Operazione Plenitude – cessione EIP
Costi di emissione di obbligazioni ibride perpetue
Imposte su cedole bond ibrido
Altre variazioni
Totale variazioni
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 30 settembre 2024
di competenza:
– azionisti Eni
– interessenze di terzi
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 1° gennaio 2025
Totale utile (perdita) complessivo
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
Cedole obbligazioni subordinate perpetue
Imposte su cessione Enilive e Plenitude
Imposte su cedole e costi bond ibrido
Operazione Plenitude – cessione EIP
Opzione put su Plenitude
Operazione Enilive – cessione KKR
Altre variazioni
Totale variazioni
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 30 settembre 2025
di competenza:
– azionisti Eni
– interessenze di terzi
53.644
1.529
(2.288)
1.610
(387)
(1.117)
(166)
53.478
51.037
2.441
55.648
(2.855)
(2.307)
(1.217)
1.500
(1.251)
(105)
(139)
3.569
(2.682)
52.966
49.243
3.723
RENDICONTO FINANZIARIO
II Trim.
III Trim.
(€ milioni)
Utile (perdita) netto
Nove mesi
2.621
2.476
1.842
1.842
5.538
5.728
1.643
Rettifiche per ricondurre l’utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa:
1.823
Ammortamenti
Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in
leasing
Radiazioni
(303)
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
(359)
(180)
(1.008)
(791)
Plusvalenze nette su cessioni di attività
(382)
(566)
(100)
Dividendi
(187)
(130)
(347)
Interessi attivi
(121)
(109)
(323)
Interessi passivi
Imposte sul reddito
1.104
2.859
3.969
(103)
Altre variazioni
(107)
(232)
1.176
Flusso di cassa del capitale di esercizio
1.298
– rimanenze
(405)
(337)
2.868
– crediti commerciali
1.166
1.615
3.821
4.072
(1.545)
– debiti commerciali
(609)
(1.260)
(3.046)
(3.211)
(276)
– fondi per rischi e oneri
(109)
(548)
(358)
– altre attività e passività
Variazione fondo per benefici ai dipendenti
Dividendi incassati
1.296
1.409
Interessi incassati
(386)
Interessi pagati
(242)
(240)
(990)
(994)
(1.058)
Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d’imposta rimborsati
3.517
Flusso di cassa netto da attività operativa
(572)
(1.735)
(2.802)
(4.554)
3.078
2.997
8.980
9.472
(2.433)
Flusso di cassa degli investimenti
(2.494)
(2.539)
(7.029)
(8.965)
(2.021)
– attività materiali
(2.061)
(1.884)
(5.768)
(5.605)
(117)
(117)
(375)
(348)
(229)
– diritto di utilizzo prepagato beni in leasing
(125)
– attività immateriali
(100)
– partecipazioni
– titoli e crediti finanziari strumentali all’attività operativa
(164)
– variazione debiti relativi all’attività di investimento
(413)
(263)
(527)
– imprese consolidate e rami d’azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti acquisite
(1.844)
(580)
(540)
Flusso di cassa dei disinvestimenti
1.430
1.750
1.510
– attività materiali
1.351
1.417
– attività immateriali
– imprese consolidate e rami d’azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti cedute
– partecipazioni
– titoli e crediti finanziari strumentali all’attività operativa
– variazione crediti relativi all’attività di disinvestimento
(413)
(219)
(2.236)
Variazione netta titoli e crediti finanziari non strumentali all’attività operativa
Flusso di cassa netto da attività di investimento
(459)
(649)
(1.523)
(1.615)
(5.928)
(7.320)
RENDICONTO FINANZIARIO (segue)
II Trim.
III Trim.
(€ milioni)
Nove mesi
2.223
(1.985)
(300)
Assunzione di debiti finanziari a lungo termine
Rimborsi di debiti finanziari a lungo termine
Rimborso di passività per beni in leasing
1.514
(2.908)
(303)
(1.030)
(262)
5.235
(7.711)
(978)
3.366
(3.618)
(933)
(555)
(759)
Incremento (decremento) di debiti finanziari a breve termine
Dividendi pagati ad azionisti Eni
Dividendi pagati ad altri azionisti
Apporti netti di capitale da azionisti terzi
1.297
(781)
(1.099)
(779)
1.055
(2.305)
(367)
(2.274)
(280)
Cessione (acquisto) di quote di partecipazioni in società consolidate
Acquisto di azioni proprie
Emissioni nette di obbligazioni ibride perpetue
Altri apporti
(560)
(570)
1.549
3.069
(1.226)
(1.136)
1.549
(1.772)
(2.146)
(105)
(2.081)
(2.946)
(853)
10.220
(202)
8.183
(838)
10.205
9.367
8.952
9.367
(1.140)
Pagamenti di cedole relative ad obbligazioni ibride perpetue
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento
(121)
9.147
Effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti
Variazione netta delle disponibilità liquide ed equivalenti
Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio periodo
(215)
9.167
9.167
Disponibilità liquide ed equivalenti a fine periodo
8.952
Investimenti tecnici
II Trim.
III Trim.
(€ milioni)
Nove mesi
var %
var %
1.336
Exploration & Production
1.535
1.384
4.310
4.270
di cui: – ricerca esplorativa
1.345
1.304
3.931
3.893
1.241
– 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
1.954
Elisioni di consolidamento
Investimenti tecnici ⁽ᵃ⁾
2.017
2.001
5.790
5.953
(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 (€270 mln e €572 mln nel terzo trimestre 2025 e 2024, rispettivamente, €1.023 mln e €1.628 mln nei nove mesi 2025 e nei nove
mesi 2024, rispettivamente e €327 mln nel secondo trimestre 2025).
Nei nove mesi 2025 gli investimenti tecnici di €5.790 mln (€5.953 mln nei nove mesi 2024) evidenziano un decremento di
2,7% rispetto al periodo di confronto, in particolare:
• nel settore Exploration & production gli investimenti (€4.310 mln) sono principalmente legati allo sviluppo di giacimenti di
idrocarburi in particolare in Emirati Arabi Uniti, Libia, Indonesia, Egitto, Italia e Congo;
• nel settore Enilive e Plenitude, gli investimenti Plenitude (€530 mln) sono relativi allo sviluppo del business delle rinnovabili,
all’acquisizione di nuovi clienti nonché all’attività di sviluppo della rete per veicoli elettrici, mentre gli investimenti Enilive (€199
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 (€303 mln) relativi alla
conversione in bioraffineria del sito di Livorno, ad attività di mantenimento e stay-in-business e nel business della chimica
(€127 mln) su economia circolare e asset integrity;
• gli investimenti nel settore Corporate sono principalmente relativi alle attività di CCUS e i progetti di agribusiness (€184
mln).
Exploration & Production
PRODUZIONE DI IDROCARBURI PER AREA GEOGRAFICA
II Trim.
III Trim.
Italia
Resto d’Europa
Nove mesi
Africa Settentrionale
Africa Sub-Sahariana
Kazakhstan
Resto dell’Asia
America
1.756
1.661
1.691
1.704
1.668
(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)
PRODUZIONE DI PETROLIO E CONDENSATI PER AREA GEOGRAFICA
II Trim.
Italia
(mgl di barili/giorno)
III Trim.
Nove mesi
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
PRODUZIONE DI GAS NATURALE PER AREA GEOGRAFICA
II Trim.
Italia
(mln di metri cubi/giorno)
III Trim.
Nove mesi
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 (129 e 125 mila boe/giorno nel terzo trimestre 2025 e 2024, rispettivamente, 131 e 125 mila boe/giorno nei nove mesi 2025 e 2024,
rispettivamente e 133 mila boe/giorno nel secondo trimestre 2025).