(AGENPARL) – Thu 26 February 2026 Eni: risultati del quarto trimestre e dell’esercizio 2025
Significativi progressi nella strategia e nei risultati finanziari
La efficace esecuzione della strategia si riflette negli eccellenti risultati del IV trimestre e dell’anno.
I traguardi operativi hanno sostenuto una redditività resiliente, capace di assorbire in gran parte i negativi effetti dei
prezzi upstream e del cambio.
Utile netto adjusted del IV trimestre a €1,20 mld, in aumento del 35% vs anno precedente; flusso di cassa operativo a
€3 mld in aumento del 4%. Il flusso di cassa molto superiore al piano e la gestione attiva del portafoglio hanno
contribuito a ridurre il rapporto d’indebitamento al livello storicamente contenuto del 14%.
Avviati sei progetti principali in E&P in Angola, Indonesia, Norvegia e Congo. Produzione annua di 1,73 mln boe/giorno
superiore alle aspettative:
o Crescita produttiva di oltre il 7% nel periodo 2022-2025, raggiungendo 1,84 mln boe/giorno nel IV trimestre;
o Tasso di rimpiazzo organico delle riserve al 167%, al top dell’industria. Le attività esplorative hanno incrementato la
nostra base di risorse con 0,9 mld di boe di nuove scoperte;
o Accordo con Petronas per il lancio della JV in Indonesia e Malesia; avvio previsto dalla metà del 2026 in linea con i
piani;
o Significativi progressi verso la decisione finale d’investimento del progetto Argentina LNG, con YPF e XRG.
Espansione di GGP nel mercato GNL con nuovi contratti di vendita di lungo termine in Turchia e Thailandia.
Significativi progressi nelle attività della transizione:
o Plenitude cresce con le rinnovabili di Neoen in Francia e con nuovi clienti dall’acquisizione in corso di Acea Energia;
o In esecuzione un solido portafoglio di progetti nei biocarburanti per triplicare la capacità al 2030;
o Investimento del 20% da parte del fondo Ares in Plenitude con un incasso di €2 mld; costituita una joint venture
con GIP per le nostre attività CCS.
Roma, 26 febbraio 2026 – Il Consiglio di Amministrazione di Eni, riunitosi ieri sotto la presidenza di Giuseppe Zafarana, ha approvato i risultati
consolidati del quarto trimestre e dell’esercizio 2025 (non sottoposti a revisione contabile). Claudio Descalzi, AD di Eni, ha commentato:
“Nel 2025 abbiamo ottenuto risultati strutturalmente solidi in termini industriali ed economico-finanziari, grazie all’esecuzione della nostra strategia,
costruita nell’arco degli ultimi anni. Abbiamo realizzato progetti rilevanti nel rispetto dei tempi e dei costi previsti, riducendo il nostro livello di indebitamento
e aumentando la distribuzione per gli azionisti. I risultati di Exploration & Production sono stati eccellenti, trainati dalla crescita della produzione e dal
contenimento dei costi. La produzione annua ha superato la guidance, registrando una crescita underlying del 4%, sostenuta dall’avvio di sei progetti
rilevanti. Inoltre, abbiamo rafforzato il profilo di produzione di medio termine grazie a quattro importanti decisioni finali di investimento. Stiamo
finalizzando la nostra business combination con Petronas focalizzata sul mercato GNL in Indonesia e Malesia. I nostri business della transizione, Enilive
e Plenitude, hanno generato crescita e valore rilevanti, contribuendo a diversificare ulteriormente e consolidare i risultati del Gruppo. In un mercato sfidante
per rinnovabili e prodotti low carbon, questi business hanno beneficiato della resilienza dei nostri modelli integrati, ottenendo una valorizzazione
complessiva da parte degli investitori di private equity di oltre €23 mld in termini di enterprise value.
Questi progressi nell’esecuzione della nostra strategia si sono tradotti in risultati finanziari significativi: il flusso di cassa operativo del 2025 ha raggiunto
€12,5 mld, battendo la previsione di piano rivista per tenere conto del peggioramento dello scenario, e il rapporto di indebitamento su base proforma si è
attestato al 14%. Allo stesso tempo, abbiamo incrementato la distribuzione degli azionisti, aumentando del 20% il valore del nostro programma di buyback. Nonostante un contesto volatile, nel 2025 Eni ha dimostrato di saper combinare crescita delle produzioni, riduzione degli investimenti, riduzione del
debito ed aumento della remunerazione.”
Principali dati operativi e risultati economico-finanziari
III Trim.
IV Trim.
1.756
Produzione di idrocarburi
mgl di boe/g
Esercizio
var %
1.839
1.716
1.728
1.707
var %
Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo
gigawatt
2.996
Utile operativo proforma adjusted ⁽ᵃ⁾
€ milioni
2.865
2.699
12.223
14.322
2.073
società consolidate
1.782
1.694
8.344
10.348
società partecipate rilevanti ⁽ᵇ⁾
1.083
1.005
3.879
3.974
Utile operativo proforma adjusted (per settore) ⁽ᵃ⁾
2.638
2.795
2.780
11.163
13.022
Global Gas & LNG Portfolio (GGP) e Power
1.392
1.274
Enilive e Plenitude
1.208
1.143
Refining e Chimica
(109)
(275)
(689)
(713)
(266)
(286)
(218)
(851)
(404)
2.273
Utile netto ante imposte adjusted ⁽ᵃ⁾
2.011
1.925
9.233
11.125
1.247
Utile (perdita) netto adjusted ⁽ᵃ⁾⁽ᶜ⁾
1.196
4.989
5.257
2.608
2.624
Corporate, altre attività ed elisioni di consolidamento
Utile (perdita) netto ⁽ᶜ⁾
3.297
Flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo ⁽ᵃ⁾
3.010
2.889
12.496
13.590
3.078
1.990
Flusso di cassa netto da attività operativa
Investimenti organici ⁽ᵈ⁾
4.350
2.617
3.620
2.693
13.330
8.521
13.092
8.804
9.931
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
9.386
12.175
9.386
12.175
52.966
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi
52.787
55.648
52.787
55.648
Gearing ante lease liability ex IFRS 16 ⁽ᵃ⁾⁽ᵉ⁾
(a) Per la definizione delle Non-GAAP measure si rinvia alle pagine 20 e successive.
(b) Per le principali JV/collegate vedi “Riconduzione utile operativo proforma adjusted di Gruppo” a pagina 26.
(c) Di competenza azionisti Eni.
(d) Esclude acquisizioni del controllo di business o di quote di minoranza ed altri item non organici.
(e) Dato al 31 dic. 2025 su base proforma, considerando dismissioni/acquisizioni in corso.
Highlight strategici e finanziari
E&P ha conseguito solidi risultati. Produzione annua superiore alle attese e applicazione del Dual Exploration model per generare
valore
Nel quarto trimestre 2025 la produzione di petrolio e gas è cresciuta di oltre il 7% vs anno precedente e del 5% su base
sequenziale a 1,84 mln boe/g, grazie alla rapidità ed efficiente schedulazione degli avvii e della messa a regime dei nuovi
giacimenti, nonché all’eccellente regolarità di marcia della base produttiva; nell’anno produzione a 1,73 mln di boe/g, +4% di
crescita al netto delle dismissioni vs 2024.
Tasso di rimpiazzo delle riserve del 167% su base organica, 162% all sources, al top dell’industria. Le risorse esplorative aggiunte
nell’anno sono state 900 mln di boe, compresa la scoperta a gas Konta nel bacino di Kutei nel quarto trimestre, con un potenziale
minerario di oltre 1 TCF, prossima a impianti produttivi esistenti per uno sviluppo accelerato.
Accordo vincolante con Petronas per la costituzione di un satellite E&P a controllo congiunto in Indonesia e Malesia, che
integrerà due portafogli con elevato potenziale minerario a gas e produzione iniziale di oltre 300 Kboe/g, attesa crescere
rapidamente fino a un livello sostenibile di oltre 500 Kboe/g. La società inizierà ad operare entro metà 2026.
Ingresso in Uruguay con il farm-in del 50% e l’operatorship del Blocco OFF-5 nell’offshore del Paese.
Iniziata in anticipo rispetto al previsto la fase 2 del progetto Congo FLNG, portando la capacità produttiva a 3 MTPA (dagli attuali
0,6 MTPA). Il primo carico di GNL è avvenuto a febbraio 2026.
La JV Azule ha avviato il progetto operato NGC, il primo progetto a gas non associato in Angola, che alimenta l’impianto di
esportazione Angola LNG nonché il mercato domestico. A febbraio 2026 raggiunta la prima produzione di gas.
Progetto Argentina LNG da 12 MTPA progredisce verso la FID con la firma con i partner del Joint Development Agreement.
Negli eventi successivi, la cessione di un’ulteriore quota del 10% nel giacimento Baleine in Costa d’Avorio a Socar, con
finalizzazione prevista nel primo trimestre 2026.
GGP: firmati contratti di vendita a lungo termine di 1,2 MTPA di GNL in Thailandia e Turchia, nell’ambito della strategia di
diversificazione della presenza globale nel mercato GNL e di sviluppare strategiche partnership commerciali
I satelliti della transizione procedono nel pieno rispetto dei piani verso gli obiettivi chiave, con redditività attesa in miglioramento
Con l’accordo vincolante per l’acquisizione di Acea Energia firmato a dicembre, Plenitude rafforzerà la presenza nel mercato
italiano retail dell’energia, raggiungendo fin da subito l’obiettivo di 11 mln di clienti in Europa, inizialmente previsto per il 2028. Il
completamento dell’operazione, soggetto alle ordinarie approvazioni, è atteso entro giugno 2026.
Plenitude ha finalizzato l’acquisizione di Neoen con 0,76 GW di capacità di generazione in Francia. La capacità rinnovabile
installata ha superato i 5,8 GW, con un portafoglio progetti in sviluppo che consentirà di raggiungere 10 GW entro il 2028.
Avviata la costruzione della bioraffineria di Pengerang in Malesia, in JV con Petronas ed Euglena, progettata per la lavorazione
di 650 mila tonnellate annue di materia prima. Il progetto rientra nel portafoglio di iniziative di sviluppo di Enilive, a vari stadi di
realizzazione, per triplicare la capacità produttiva entro il 2030 dagli attuali 1,7 MTPA.
Valore realizzato dalla strategia satellitare:
o Finalizzato l’investimento del 20% del Fondo Ares nell’equity di Plenitude per €2 mld, esplicitando un valore d’impresa di
oltre €12 mld.
o Finalizzato l’investimento del 49,99% da parte del fondo GIP nell’attività CCS Eni, dando vita a una partnership strategica
per sviluppare e valorizzare il portafoglio di progetti di decarbonizzazione Eni.
I risultati consolidati del IVQ ’25 dimostrano la resilienza del modello di business di Eni, sostenuto dalla crescita profittevole della
produzione oil&gas, dalla diversificazione del portafoglio e dalla rigorosa disciplina nei costi e negli investimenti
EBIT proforma adjusted di Gruppo del quarto trimestre 2025 di €2,87 mld, superiore al 2024 nonostante il calo del petrolio (15%) e l’apprezzamento del 9% dell’euro verso il dollaro, grazie alla crescita dei volumi e all’efficienza. L’utile netto adjusted di
€1,2 mld (+35% vs periodo di confronto) ha beneficiato di un tax rate del 37% (circa 44% su base annua).
– E&P: EBIT proforma adjusted pari a €2,80 mld (in aumento rispetto al trimestre di confronto) sostenuto dalla crescita
produttiva e dalle iniziative di efficienza che hanno compensato i minori prezzi di realizzo del petrolio e l’effetto cambio.
– GGP e Power: EBIT proforma adjusted di €0,19 mld, in linea con la guidance, grazie al miglioramento dei margini derivante
dall’ottimizzazione del portafoglio gas e GNL e dall’asset-backed trading in un contesto di mercato debole.
– Enilive: EBIT proforma adjusted di €0,18 mld (EBITDA proforma adjusted pari a €0,26 mld), più che triplicando il quarto
trimestre ’24, grazie alla ripresa dei margini dei biocarburanti. Plenitude: EBIT proforma adjusted di €0,10 mld (€0,23 mld di
EBITDA proforma adjusted), in crescita rispetto allo stesso trimestre del ‘24.
– Refining è tornata in utile (vs. la perdita nel trimestre di confronto) per effetto dei migliorati margini dei prodotti. La Chimica
ha registrato una perdita di €0,2 mld nel quadro della prolungata recessione dell’industria europea, nonostante i benefici della
ristrutturazione in corso.
Il flusso di cassa adjusted prima del capitale circolante è stato di €3,01 mld, finanziando investimenti lordi di €2,62 mld. Le
operazioni di portafoglio del trimestre (€1,73 mld di incassi netti) hanno riguardato l’investimento da parte di Ares in Plenitude
e quello di GIP nel business della CCS. I ritorni di cassa agli azionisti di €1,4 mld, includono la seconda tranche del dividendo
2025 (€0,77 mld) e il riacquisto di azioni proprie (€0,67 mld). Le iniziative di cassa relative principalmente all’ottimizzazione del
circolante hanno contribuito con €4 mld nell’intero esercizio assorbendo gli effetti dello scenario. L’indebitamento finanziario
netto sceso a €9,4 mld, in flessione rispetto a settembre 2025, determina un rapporto di gearing contabile del 15%, ovvero 14%
su base proforma considerando gli incassi delle operazioni in via di finalizzazione.
Outlook 2026
Le prospettive del business e i principali target industriali e finanziari per il 2026 e l’orizzonte di piano, saranno illustrati
durante il Capital Markets Update programmato per il 19 marzo 2026.
Un comunicato stampa riassuntivo della strategia e degli obiettivi del Gruppo sarà diffuso prima della conference call e reso
disponibile attraverso il sito web della Società (eni.com) e secondo le altre modalità previste dai listing standard. Nel
frattempo, si forniscono di seguito le seguenti previsioni per il 2026:
crescita della produzione di idrocarburi coerente con gli obiettivi del piano 2025-2028;
investimenti lordi attesi a €7 mld; investimenti netti a circa €5 mld;
gearing previsto tra il 10% e il 15% 1.
1 Assumendo un prezzo del Brent di 62 $/bbl.
Segmenti di business: risultati operativi e finanziari
Exploration & Production
Produzione e prezzi
III Trim.
69,07
1,168
1.756
52,07
64,00
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
IV Trim.
63,69
74,69
1,163
1,067
1.839
1.716
47,84
54,46
58,40
69,02
var %
Esercizio
69,06
80,76
1,130
1,082
1.728
1.707
51,36
55,43
63,51
73,64
var %
(a) I prezzi si riferiscono alle società consolidate.
Nel quarto trimestre 2025 la produzione di idrocarburi di 1,84 mln di boe/giorno ha registrato un aumento di oltre il 7%
rispetto al quarto trimestre 2024 (1,73 mln nell’esercizio 2025, +1%). L’eccellente esecuzione dei programmi di sviluppo
ha consentito l’avvio e l’entrata a regime dei progetti in Norvegia, Costa d’Avorio, Messico, Congo, Angola, Indonesia e
Ghana. A questi incrementi si aggiunge la regolarità di marcia della base produttiva. Tali effetti positivi sono stati in parte
compensati dal declino dei giacimenti maturi e dalla cessione delle attività perfezionate nel 2024 in Nigeria, Alaska e
Congo. Al netto delle dismissioni, la crescita della produzione è stata del 9,2% nel trimestre rispetto al quarto trimestre
2024. Su base sequenziale, la produzione di idrocarburi è aumentata del 5% rispetto al terzo trimestre 2025 per effetto
dell’entrata a regime dei progetti organici in Norvegia, Angola, Indonesia e Messico, nonché del maggior contributo della
Libia.
La produzione di petrolio è stata di 890 mila barili/giorno, in aumento del 13% rispetto al quarto trimestre 2024 (840 mila
barili/giorno nell’esercizio 2025, in aumento del 7%). La crescita organica in Costa d’Avorio, a seguito dell’avvio della Fase
2 del progetto Baleine, Messico, Angola e Norvegia è stata parzialmente compensata dai disinvestimenti e dal declino di
giacimenti maturi.
La produzione di gas naturale è stata di 141 mln di metri cubi/giorno, in aumento del 2% rispetto al quarto trimestre 2024
(131 mln di metri cubi/giorno nell’esercizio 2025, in riduzione del 4%). La crescita organica in Congo (Marine XII) 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.
Riserve certe di idrocarburi – dati preliminari
(miliardi di boe)
Riserve certe al 31 dicembre 2024
Promozioni
Produzione
Riserve certe al 31 dicembre 2025
Tasso di rimpiazzo all sources
(0,6)
Le promozioni sono relative a nuove scoperte, estensioni e revisioni di precedenti stime e operazioni di portafoglio. Tali
incrementi rapportati alla produzione dell’anno esprimono un tasso di rimpiazzo all sources del 162%, che si ridetermina
in 167% su base organica.
La vita residua delle riserve è di circa 11 anni al 31 dicembre 2025.
L’informativa completa sulle riserve certe di idrocarburi sarà fornita nella Relazione Finanziaria Annuale e nell’Annual
Report on Form 20-F 2025.
Risultati
III Trim.
(€ milioni)
IV Trim.
var %
Esercizio
var %
4.616
Ricavi Upstream
4.713
5.416
19.436
23.053
2.638
Utile operativo proforma adjusted
2.795
2.780
11.163
13.022
1.670
di cui: società partecipate rilevanti
Utile (perdita) operativo delle società consolidate
Esclusione special items
3.670
3.802
1.186
6.302
6.715
1.090
1.191
2.505
1.800
Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate
1.804
1.796
7.493
9.220
2.015
Utile (perdita) ante imposte adjusted
2.036
2.219
8.464
10.247
tax rate (%)
1.175
Utile (perdita) netto adjusted
1.328
4.875
4.777
Costi di ricerca esplorativa:
costi di prospezioni, studi geologici e geofisici
radiazione di pozzi di insuccesso
Investimenti tecnici
1.943
1.785
6.253
6.055
Società partecipate rilevanti
IV Trim.
Esercizio
var %
1.535
III Trim.
(€ milioni)
var %
Utile operativo adjusted (quota Eni)
3.670
3.802
di cui: Vår Energi
2.169
2.287
Azule
Utile netto adjusted
Dividendi
Produzione di idrocarburi
1.050
1.206
1.110
1.198
1.124
(mgl di boe/g)
Nel quarto trimestre 2025 il settore Exploration & Production ha registrato l’utile operativo proforma adjusted di €2.795
mln in aumento rispetto al quarto trimestre 2024, nonostante la debolezza dello scenario (riduzione del prezzo del
benchmark Brent, -15%; apprezzamento del cambio EUR/USD, +9%), per effetto della crescita delle produzioni e favorevoli
effetti mix, delle iniziative di efficienza e delle minori radiazioni di costi esplorativi. Nell’anno 2025, l’utile operativo
proforma adjusted di €11.163 mln è diminuito del 14% rispetto all’anno 2024 per gli stessi fenomeni evidenziati nel
commento ai risultati del trimestre.
Nel quarto trimestre 2025 il settore ha registrato l’utile netto adjusted di €1.328 mln (+35% rispetto al quarto 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 €4.875 mln nell’esercizio 2025 è in aumento rispetto al 2024.
Nel quarto trimestre 2025 il tax rate si attesta a circa il 35% (42% nell’esercizio 2025, circa -10 punti percentuali rispetto
al 2024) in riduzione di circa 20 punti percentuali rispetto al trimestre 2024 per effetto principalmente di un più favorevole
mix geografico dei profitti e alla circostanza che diversi progetti esplorativi hanno raggiunto la decisione finale
d’investimento nel trimestre, che ha consentito di riconoscere il beneficio fiscale associato alle spese esplorative
sostenute.
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo “Special item” nella sezione Risultati di Gruppo.
Sviluppi strategici
Nel 2025, le risorse esplorative sono state incrementate di 900 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. A dicembre, Eni ha annunciato l’importante scoperta a gas di Konta in Indonesia,
nel bacino del Kutei. Azule Energy ha anche annunciato la scoperta con il primo pozzo esplorativo interamente dedicato
ai temi a gas Gajajeira-01 in Angola. Nell’esercizio 2025 le scoperte near-field sono state effettuate in Norvegia (tramite
Vår Energi, Eni 63%) e in Costa d’Avorio.
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 a gas della parte settentrionale del giacimento Coral
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. Lo start-up è
previsto 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. In febbraio
Eni e la società argentina YPF hanno sottoscritto con XRG, società parte del gruppo ADNOC, un Accordo di Sviluppo
Congiunto (JDA) vincolante per il progresso del progetto Argentina LNG.
Novembre: Eni ha firmato con PETRONAS un accordo vincolante per costituire una JV indipendente e paritetica (NewCo),
attraverso l’integrazione dei rispettivi asset upstream in Indonesia e Malesia che sarà finanziariamente autosufficiente
con l’obiettivo produttivo di 500 mila boe/giorno sostenibile nel medio termine. Con la NewCo, Eni e PETRONAS
costituiranno uno dei principali player sul mercato del GNL nel continente, con l’obiettivo di creare valore nel lungo
termine, garantire eccellenza operativa e assumere un ruolo di leadership nella transizione energetica.
Novembre: Eni, attraverso la propria controllata Nigeria Agip Exploration Limited (NAE), ha acquisito da TotalEnergies EP
Nigeria Limited una partecipazione addizionale del 2,5% nel Production Sharing Contract (PSC) OML 118, esercitando il
proprio diritto di prelazione. La quota di NAE nell’OML 118 PSC passa dal 12,5% al 15%.
Novembre: Eni ha firmato un accordo per l’acquisizione da YPF di una quota del 50% e il ruolo di operatore nel Blocco
esplorativo OFF-5, nell’offshore dell’Uruguay. Questo accordo rafforza ulteriormente la collaborazione tra Eni e YPF
nell’ambito del progetto integrato upstream-midstream Argentina LNG (ARGLNG). L’accordo è soggetto all’approvazione
delle autorità dell’Uruguay.
Novembre: Eni, attraverso il satellite Azule Energy, ha avviato le attività dell’impianto di trattamento di gas del progetto
NGC (New Gas Consortium) a Soyo, nel nord dell’Angola. L’NGC rappresenta il primo sviluppo di gas non associato nel
Paese e ha una capacità di trattamento di circa 400 mln di piedi cubi di gas al giorno e 20 mila barili di condensati al
giorno.
Dicembre: Eni ha avviato la Fase 2 del progetto Congo LNG, in anticipo rispetto ai tempi previsti, con l’obiettivo di
esportare il primo carico di GNL a inizio 2026. Questa fase comprende tre piattaforme di produzione, nonché l’unità
Scarabeo 5, dedicata al trattamento e alla compressione del gas, e la Nguya FLNG per la liquefazione ed export di volumi,
portando la capacità complessiva del progetto a 3 MTPA, equivalenti a 4,5 mld di metri cubi/anno.
Gennaio 2026: Eni ha firmato un accordo vincolante con SOCAR per la cessione di una quota del 10% nel Progetto Baleine
in Costa d’Avorio. L’operazione è soggetta alle necessarie approvazioni regolatorie e alle altre consuete clausole e
condizioni.
Febbraio 2026: Eni si è aggiudicata la licenza esplorativa offshore O1 in Libia in consorzio con altri partner e sarà
operatore della concessione.
Febbraio 2026: l’attività esplorativa ha avuto esito positivo in: (i) Angola dove Azule Energy ha confermato un’importante
scoperta ad olio con il pozzo esplorativo Algaita-01 nel blocco offshore 15/06; e (ii) Costa d’Avorio, con un’importante
scoperta di gas e condensati perforando con successo il pozzo esplorativo Murene South-1X, nel Blocco CI-501.
Global Gas & LNG Portfolio e Power
Vendite e produzione
III Trim.
IV Trim.
var %
Esercizio
var %
Global Gas & LNG Portfolio
Prezzo spot del Gas Italia al PSV
Spread PSV vs. TTF
€/MWh
Vendite di gas naturale
mld di metri cubi
Italia
21,00
24,40
Resto d’Europa
18,73
23,40
17,82
22,14
Mercati europei
Resto del Mondo
Totale vendite gas ⁽ᵃ⁾
13,41
15,26
43,72
50,88
Vendite di GNL
Power
Produzione termoelettrica
20,53
20,16
Importatori in Italia
(a) Include vendite intercompany.
Nel quarto trimestre 2025 le vendite di gas naturale di 13,41 mld di metri cubi sono in diminuzione del 12% rispetto al
periodo di confronto. Le vendite in Italia sono in riduzione del 6% rispetto al quarto trimestre 2024 a seguito dei minori
volumi venduti ai grossisti. Le vendite nel mercato europeo pari a 5,62 mld di metri cubi si riducono rispetto al periodo di
confronto (-25% rispetto al Q4 ’24), a seguito delle minori vendite in Turchia. Nell’esercizio 2025, le vendite di gas naturale
ammontano a 43,72 mld di metri cubi, in riduzione del 14% rispetto al 2024, per effetto principalmente dei minori volumi
commercializzati in Italia (-14%, pari a -3,40 mld di metri cubi vs 2024) e nei mercati europei (-20%, pari a -4,32 mld di
metri cubi vs 2024), in particolare in Turchia a seguito della cessazione del contratto di vendita del gas tramite il
BlueStream alla fine del 2024. Le vendite nel Resto del mondo registrano una performance positiva, in aumento del 44%
e 30% rispetto al quarto trimestre e anno 2024, rispettivamente, sostenute dalla crescita delle vendite di GNL.
La produzione termoelettrica è stata pari a 5,76 TWh nel quarto trimestre 2025, in aumento del 3% rispetto al periodo di
confronto per effetto del maggior tasso di utilizzo degli impianti. Nell’esercizio 2025, la produzione ha registrato un lieve
incremento (+2% rispetto al periodo di confronto), per cogliere le opportunità di mercato (20,53 TWh nell’esercizio 2025
rispetto a 20,16 TWh nel 2024).
Risultati
III Trim.
3.503
(€ milioni)
Ricavi della gestione caratteristica
IV Trim.
var %
4.583
6.185
17.120
18.876
1.392
1.045
1.770
1.274
1.138
(909)
(408)
1.362
1.378
2.144
1.235
1.272
Utile operativo proforma adjusted
di cui: società partecipate rilevanti
Power
Utile (perdita) operativo delle società consolidate
(130)
Esclusione special item
Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate
Utile (perdita) ante imposte adjusted
tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted
Investimenti tecnici
Esercizio
var %
Nel quarto trimestre 2025 il business Global Gas & LNG Portfolio ha conseguito l’utile operativo proforma adjusted di
€135 mln in riduzione del 40% rispetto al periodo di confronto, a causa di uno scenario di mercato più debole, in
particolare in termini di volatilità, spread e di un contesto generale di prezzi più bassi. Inoltre, il trimestre di confronto
beneficiava di effetti positivi una tantum derivanti da accordi commerciali. Nel 2025, l’utile operativo proforma adjusted
di €1.045 mln è diminuito dell’8% rispetto al 2024, a causa di uno scenario di mercato debole e dei minori benefici da
rinegoziazioni e accordi commerciali.
Nel quarto trimestre 2025, il business Power ha riportato l’utile operativo proforma adjusted di €51 mln, sostanzialmente
in linea. Nell’esercizio 2025, l’utile operativo proforma adjusted di €347 mln, è aumentato di €211 mln rispetto al 2024,
per effetto di un provento una tantum dovuto a una rinegoziazione contrattuale.
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo “Special item” nella sezione Risultati di Gruppo.
Sviluppi strategici
Dicembre: Eni ha firmato con Botas un accordo di vendita a lungo termine di GNL che prevede la fornitura di circa 0,4
MTPA di GNL per 10 anni a partire dal 2028 e fa seguito ad un accordo triennale firmato a settembre 2025 dalle due
società.
Dicembre: Eni ha siglato un accordo a lungo termine di vendita di 0,8 MTPA di GNL per 10 anni con la società Gulf
Development Company, uno dei maggiori produttori privati di energia elettrica della Thailandia, a partire dal 2027.
L’accordo rappresenta la prima fornitura a lungo termine di GNL da parte di Eni alla Thailandia.
Gennaio: Eni con i partner, China National Petroleum Corporation (CNPC), ENH, KOGAS e XRG ha annunciato il varo
dello scafo della Coral North FLNG che sarà il secondo impianto galleggiante di GNL ad essere localizzato nelle acque
del bacino di Rovuma, a nord del Mozambico, e metterà in produzione i volumi di gas provenienti dalla parte
settentrionale del giacimento di Coral. Con una capacità di 3,6 MTPA, Coral North raddoppierà la produzione totale di
GNL del Mozambico portandola a 7 MTPA.
Enilive e Plenitude
Enilive
III Trim.
IV Trim.
Esercizio
var %
var %
Enilive
1.143
Spread EU HVO UCO-based vs UCO
Spread US RD⁽ᵃ⁾ UCO-based vs UCO
Lavorazioni bio
Tasso utilizzo impianti di raffinazione bio
Totale vendite Enilive
Vendite rete
1.439
1.034
mgl ton
1.157
1.115
mln ton
21,54
22,73
$/ton
di cui: Italia
Vendite extrarete
11,12
12,77
di cui: Italia
Altre vendite
(a) Renewable Diesel.
Nel quarto trimestre 2025 le lavorazioni bio di 0,28 mln di tonnellate (+69% rispetto al quarto trimestre 2024), riflettono i
maggiori volumi lavorati presso le bioraffinerie di Venezia e Gela a seguito dell’impatto nel quarto trimestre 2024 delle
attività di manutenzione pianificate. Nel 2025 le lavorazioni bio di 1,16 mln di tonnellate registrano un incremento del 4%
rispetto al 2024, per effetto degli stessi driver del trimestre.
Nel quarto trimestre 2025 le vendite rete ammontano a 1,95 mln di tonnellate, in linea con il periodo di confronto.
Nell’esercizio 2025, le vendite rete ammontano a 7,81 mln di tonnellate, +2% rispetto al periodo di confronto, supportate
dalla positiva performance in Italia, in particolare nella vendita di benzine e diesel.
Nel quarto trimestre 2025 le vendite extrarete sono pari a 2,21 mln di tonnellate, in riduzione del 7% rispetto al 2024 a
seguito principalmente della minore disponibilità di prodotto in specifiche aree geografiche in Italia. Su base annua, le
vendite di 11,12 mln di tonnellate, -13% rispetto al 2024, sono state influenzate dagli stessi driver commentati nel
trimestre.
III Trim.
(€ milioni)
IV Trim.
var %
Esercizio
var %
5.206
Ricavi della gestione caratteristica
4.378
4.924
19.120
21.139
EBITDA proforma adjusted
Utile operativo proforma adjusted
di cui: società partecipate rilevanti
Utile (perdita) operativo delle società consolidate
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate
Utile (perdita) ante imposte adjusted
Utile (perdita) netto adjusted
Flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo
(1.338)
Indebitamento netto
(545)
(386)
(545)
(386)
Investimenti tecnici
Nel quarto trimestre 2025, il business Enilive ha registrato un utile operativo proforma adjusted di €180 mln, più che
triplicato rispetto allo stesso periodo del 2024 (€637 mln nell’esercizio 2025 rispetto a €539 mln del 2024, in aumento
del 18%). La positiva performance è attribuibile principalmente ai robusti risultati ottenuti dalle nostre bioraffinerie in
Italia, supportata dalla ripresa dei margini dei biocarburanti in Europa e dai maggiori volumi lavorati.
L’EBITDA proforma adjusted di €255 mln è in aumento dell’88% rispetto al quarto trimestre 2024 (€136 mln). Nel 2025
l’EBITDA proforma adjusted è stato di €953 mln, in aumento del 12% rispetto a €852 mln del 2024.
Per il commento agli special item si rinvia al paragrafo “Special items” nella sezione Risultati di Gruppo.
Sviluppi strategici
Novembre: Pengerang Biorefinery Sdn. Bhd., la joint venture tra Enilive, Petronas ed Euglena, ha avviato la costruzione di
una nuova bioraffineria in Malesia, operativa entro la seconda metà del 2028, che avrà una capacità di lavorazione di
materie prime rinnovabili fino a 650 mila tonnellate/anno per la produzione di Sustainable Aviation Fuel (SAF),
Hydrogenated Vegetable Oil (HVO) diesel e bio-nafta.
Febbraio 2026: Eni ha annunciato con Q8 Italia un rilevante investimento strategico nel progetto per la costruzione di una
nuova bioraffineria a Priolo, in Sicilia, nell’ambito del piano di trasformazione del sito Versalis. La bioraffineria avrà una
capacità pari a 500 mila tonnellate/anno per la produzione di HVO-diesel o di SAF-biojet. La finalizzazione è prevista entro
la fine del 2028.
Plenitude
III Trim.
IV Trim.
var %
Esercizio
var %
Plenitude
PUN Index GME
€/MWh
Clienti retail/business a fine periodo
mln pdf
Vendite retail e business gas a clienti finali
mld di metri cubi
Vendite retail e business energia elettrica a clienti finali
terawattora
18,63
18,28
Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo
gigawatt
Produzione di energia da fonti rinnovabili
Punti di ricarica veicoli elettrici a fine periodo
terawattora
migliaia
Al 31 dicembre 2025, i clienti retail/business sono pari a circa 10 mln di unità (gas ed energia elettrica), in linea rispetto
al 31 dicembre 2024.
Le vendite retail e business gas a clienti finali sono pari a 1,75 mld di metri cubi nel quarto trimestre 2025, in lieve aumento
rispetto al periodo di confronto. Nell’esercizio 2025 le vendite ammontano a 5,29 mld di metri cubi in calo del 4%
principalmente in Italia, a seguito della riduzione della base clienti.
Le vendite retail e business energia elettrica a clienti finali sono pari a 4,80 TWh nel quarto trimestre 2025, in aumento
rispetto al quarto trimestre 2024. Nell’esercizio 2025, le vendite di 18,63 TWh hanno beneficiato dell’incremento dei
volumi venduti in Italia.
Al 31 dicembre 2025, la capacità installata da fonti rinnovabili 2 è pari a 5,8 GW, principalmente grazie allo sviluppo
organico dei progetti in Spagna, Regno Unito, Italia e Kazakhstan, e alle acquisizioni in Francia e Stati Uniti.
La produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili è stata pari a 1,3 TWh nel quarto trimestre 2025, in aumento dell’8%
rispetto al quarto trimestre 2024 (5,6 TWh nel 2025, in aumento del 19% rispetto all’esercizio 2024), principalmente grazie
allo start-up dei progetti organici e al contributo degli asset acquisiti.
I punti di ricarica dei veicoli elettrici installati al 31 dicembre 2025 sono pari a 22,8 mila unità, in aumento del 7% rispetto
alle 21,3 mila unità al 31 dicembre 2024, grazie allo sviluppo della rete, principalmente in Italia, Francia, Germania, Austria
e Svizzera.
2 La capacità installata da fonti rinnovabili del gruppo Eni è pari a 4,1 GW (in quota Eni) al 31 dicembre 2025.
III Trim.
1.818
Ricavi della gestione caratteristica
Esercizio
var %
2.747
2.985
10.168
10.179
var %
EBITDA proforma adjusted
1.065
1.058
Utile operativo proforma adjusted
Utile (perdita) operativo delle società consolidate
1.307
Esclusione special item
(232)
(691)
Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate
Utile (perdita) ante imposte adjusted
Utile (perdita) netto adjusted
IV Trim.
(€ milioni)
1.967
Indebitamento netto
Flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo
2.123
2.261
2.123
2.261
Investimenti tecnici
Nel quarto trimestre 2025, Plenitude ha conseguito un utile operativo proforma adjusted di €99 mln, in aumento del 24%
rispetto allo stesso periodo di confronto, per effetto dei maggiori risultati del business retail e del ramp-up della capacità
installata da fonti rinnovabili e dei relativi volumi. Nel 2025 l’utile operativo proforma adjusted ammonta a €571 mln, in
riduzione del 5% rispetto al periodo di confronto (€604 mln nel 2024) a seguito del minore risultato conseguito dal
business retail a causa del ridotto contributo dei servizi di efficienza energetica, nonché della maggiore pressione
competitiva.
Nel quarto trimestre ’25, il business ha conseguito un EBITDA proforma adjusted pari a €230 mln, in aumento del 12%
rispetto al quarto trimestre 2024. Nell’esercizio 2025, l’EBITDA proforma adjusted è pari a €1.065 mln, in leggero aumento
rispetto al periodo di confronto, grazie alla maggiore capacità in operation, parzialmente compensata dal minore
contributo eolico in Europa e dallo scenario dei prezzi negativo in alcuni paesi chiave.
Per il commento agli special item si rinvia al paragrafo “Special items” nella sezione Risultati di Gruppo.
Sviluppi strategici
Novembre: Plenitude ha perfezionato la cessione ai fondi Ares Alternative Credit, affiliati ad Ares Management
Corporation, di una partecipazione pari al 20%, che corrisponde a un controvalore di €2 mld ed un enterprise value di oltre
€12 mld.
Novembre: Plenitude ha firmato un accordo per l’acquisizione da Neoen di un portafoglio di 52 asset in esercizio (impianti
fotovoltaici, eolici ed un impianto di accumulo di batterie in esercizio) per un totale di circa 760 MW di capacità installata
dislocati su tutto il territorio francese. Gli asset producono circa 1,1 TWh annui di energia elettrica. L’accordo è stato
completato a fine anno.
Novembre: Plenitude ha avviato la costruzione del parco eolico “Tarsia Ovest” in Italia, con una capacità installata
complessiva di circa 13 MW. Il parco avrà una produzione stimata di energia di circa 30 GWh/anno.
Dicembre: Plenitude ha firmato con ACEA S.p.A. un accordo vincolante per l’acquisizione da parte del 100% del capitale
di ACEA Energia, società attiva nel mercato retail dell’energia. Il perfezionamento dell’operazione, atteso entro giugno
2026, è subordinato, all’autorizzazione delle Autorità competenti. Plenitude rafforzerà la propria presenza nel mercato
italiano retail dell’energia, raggiungendo l’obiettivo di 11 mln di clienti in Europa, inizialmente previsto per il 2028.
Dicembre: Plenitude ha inaugurato il progetto solare di Caparacena a Chimeneas (Granada). Il complesso, tra i più
importanti realizzati dalla Società in Spagna, comprende tre parchi fotovoltaici da 50 MW ciascuno. Il progetto, con una
capacità installata complessiva di 150 MW, è in grado di generare circa 320 GWh di elettricità all’anno.
Refining e Chimica
Produzioni e vendite
III Trim.
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
$/barile
mln ton
IV Trim.
var %
14,22
10,72
13,76
10,45
24,94
24,21
Chimica
Vendite prodotti chimici
mln ton
Tasso utilizzo impianti
Esercizio
var %
Refining
Nel quarto trimestre 2025 il margine di raffinazione indicatore Eni (Standard Eni Refining Margin) si è attestato in media
a 11,7 $/barile, rispetto a 3,7 $/barile nel quarto trimestre 2024, l’incremento è dovuto ai più favorevoli crack spreads sui
distillati medi, sostenuti dalle fermate degli approvvigionamenti (interruzioni e rischi geopolitici) in un contesto di chiusura
delle raffinerie nel bacino atlantico (7,3 $/barile nell’esercizio 2025, in aumento rispetto a 5,1 $/barile nel 2024).
Nel quarto trimestre 2025 le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio in Italia, pari a 3,35 mln di tonnellate,
sono in aumento del 2% rispetto al quarto trimestre 2024, per effetto principalmente dei maggiori volumi lavorati presso
la raffineria di Milazzo, a seguito di minori fermate. Nel resto del mondo, le lavorazioni sono aumentate dell’1% rispetto
al quarto trimestre 2024 per effetto di maggiori volumi processati presso ADNOC. Nell’esercizio 2025, le lavorazioni in
Italia e nel resto del mondo evidenziano un aumento del 3% rispetto al 2024.
Chimica
• Le vendite di prodotti chimici nel quarto trimestre 2025 sono pari a 0,62 mln di tonnellate, in riduzione del 16% rispetto al
periodo di confronto a seguito della minore produzione e del calo della domanda. Nel 2025 le vendite sono pari a 2,72
mln di tonnellate, -14% rispetto al 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
Ricavi della gestione caratteristica
Utile (perdita) operativo proforma adjusted
Refining
di cui: società partecipate rilevanti
Chimica
Utile (perdita) operativo delle società consolidate
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate
Utile (perdita) ante imposte adjusted
IV Trim.
4.169
4.686
(109)
(275)
(204)
(231)
(892)
(600)
(159)
(204)
(291)
(106)
(286)
Utile (perdita) netto adjusted
(100)
(107)
(681)
(449)
Investimenti tecnici
III Trim.
4.545
(188)
(291)
(136)
(€ milioni)
var %
Esercizio
18.179
21.210
(689)
(713)
(819)
(814)
(2.485)
(1.681)
(896)
(890)
(714)
(755)
var %
Nel quarto trimestre 2025, il business Refining, che include il contributo di ADNOC R&GT ha raggiunto un risultato positivo
pari a €95 mln, rispetto alla perdita di €44 mln del quarto trimestre 2024, grazie alla ripresa dei margini di raffinazione a
seguito del miglioramento del crack spread dei prodotti. Nell’esercizio 2025, il business ha conseguito un utile operativo
proforma adjusted di €130 mln, in aumento del 29% rispetto al periodo di confronto (€101 mln nel 2024) supportato
anche dall’incremento dei tassi di utilizzo degli impianti di raffinazione.
Nel quarto trimestre 2025, il business della Chimica gestito da Versalis ha riportato una perdita operativa proforma
adjusted pari a €204 mln, in leggero miglioramento rispetto alla perdita del quarto trimestre 2024 (€231 mln) a seguito
dei primi benefici del piano di ristrutturazione, compensati dalle avverse condizioni di mercato. Il quadro generale del
settore della chimica rimane depresso, dovuto al rallentamento macroeconomico che influenza la domanda di
commodity 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 e pressione competitiva. Nell’esercizio
2025, la perdita proforma adjusted è stata di €819 mln (perdita di €814 mln nell’esercizio 2024) e 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
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; il termine dei lavori è previsto entro fine 2028. L’impianto Versalis Hoop® avrà
una capacità di trattamento di 40 mila tonnellate/anno.
Dicembre: Versalis ha sottoscritto con Prysmian una partnership strategica per dare nuova vita ai rifiuti plastici
provenienti da cavi, attraverso un innovativo processo di riciclo chimico e allo sviluppo di una filiera dedicata.
Gennaio 2026: conferito il ramo di azienda dell’unità di business di Eni SpA Refining Evolution & Transformation alla
nuova società Eni Industrial Evolution SpA (EIE) che avrà l’obiettivo di assicurare la gestione degli asset tradizionali e di
consolidare il percorso di trasformazione industriale, anche in ottica di economia circolare, attraverso lo sviluppo di nuove
filiere industriali. L’operazione, con efficacia 1° gennaio 2026, si inserisce nell’ambito della strategia di Eni volta ad
assicurare un’offerta energetica completamente decarbonizzata sia nei processi produttivi, sia ai consumatori, cogliendo
le opportunità e le prospettive di crescita offerte dalla transizione energetica, tra le quali la trasformazione industriale dei
siti di Brindisi e Priolo.
Risultati di sostenibilità e altri sviluppi
Tra i principali sviluppi della strategia di Gruppo finalizzata a rendere sempre più sostenibile la performance ESG si evidenzia:
Ottobre: Eni e la Bioenergy Association for Sustainable Development, affiliata al Ministero dell’Ambiente della Repubblica
Araba d’Egitto, hanno firmato un accordo di cooperazione per la preparazione di uno studio di fattibilità finalizzato alla
realizzazione di unità di produzione di biogas basate sul trattamento di rifiuti animali e agricoli. Con il biogas prodotto si
potranno generare elettricità e calore rinnovabili, producendo al contempo fertilizzanti organici, contribuendo
all’economia circolare.
Novembre: cinque startup del settore agritech sono state premiate da Eni nell’ambito della terza edizione del Kenya
Agribusiness Entrepreneurship Program (KAEP), il percorso di sviluppo imprenditoriale promosso da Eni Natural Energies
(ENE) Kenya e Joule, la scuola di Eni per l’impresa, in collaborazione con la fondazione E4Impact. I cinque progetti più
promettenti sono stati selezionati per il loro potenziale di scalabilità e impatto, e hanno ricevuto un riconoscimento
economico del valore di €10.000.
Novembre: Eni ha inaugurato l’impianto fotovoltaico realizzato presso il “Lycée de Tataouine”, nel Sud della Tunisia,
nell’ambito del programma di installazione di pannelli solari nelle scuole pubbliche della regione di Tataouine che ha
coinvolto 14 scuole primarie e secondarie, per una capacità totale installata di circa 200 KW.
Dicembre: Eni ha ampliato la partnership con l’Organizzazione Internazionale del Lavoro (OIL) su sicurezza, salute e
protezione sociale nella Repubblica del Congo.
Dicembre: Eni e Global Infrastructure Partners (“GIP”), investitore parte di BlackRock, hanno finalizzato la cessione di una
partecipazione pari al 49,99% in Eni CCUS Holding, società che gestisce la maggior parte dei progetti di
decarbonizzazione Eni e hanno concordato il controllo congiunto dei due azionisti sull’entità. Eni CCUS Holding opera i
progetti Liverpool Bay e Bacton nel Regno Unito e il progetto L10-CCS in Olanda. La Società ha, inoltre, il diritto di acquisire
il 50% posseduto da Eni del progetto CCS Ravenna in Italia e potrà includere altri potenziali progetti all’interno di una più
ampia piattaforma di iniziative CCS nel medio-lungo termine.
Gennaio: Eni si è classificata al primo posto nel Corporate Human Rights Benchmark (CHRB) pubblicato dalla World
Benchmarking Alliance (WBA). Questa valutazione fa parte di un’analisi globale che ha riconosciuto Eni come una delle
2.000 aziende più influenti al mondo con la dimensione, la portata e la responsabilità necessarie per catalizzare un
cambiamento significativo e sostenibile, fornendo una valutazione trasparente di come le imprese gestiscono e
rispettano i diritti umani nelle loro operazioni e catene del valore.
Nel corso del quarto trimestre 2025 Eni ha nuovamente confermato le valutazioni di eccellenza nei principali rating ESG
utilizzati dai mercati finanziari: MSCI ESG (“A”), Sustainalytics ESG Risk Rating (“Medium Risk”), ISS ESG (B-/ Prime Status) e
CA100+ Net Zero Benchmark.
Risultati di Gruppo
III Trim.
IV Trim.
(€ milioni)
var %
Esercizio
var %
20.615
23.488
82.151
88.797
20.204
Ricavi della gestione caratteristica
1.344
Utile (perdita) operativo
(373)
5.010
5.238
Eliminazione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item ⁽ᵃ⁾
1.336
2.058
2.589
4.676
Utile (perdita) operativo adjusted
1.782
1.694
8.344
10.348
Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti
1.083
1.005
3.879
3.974
Utile operativo proforma adjusted
2.865
2.699
12.223
14.322
2.073
2.996
2.638
2.795
2.780
11.163
13.022
Global Gas & LNG Portfolio (GGP) e Power
1.392
1.274
Enilive e Plenitude
1.208
1.143
Refining e Chimica
(109)
(275)
(689)
(713)
(266)
Corporate, altre attività ed elisioni di consolidamento
(286)
(218)
(851)
(404)
2.273
Utile (perdita) ante imposte adjusted
2.011
1.925
9.233
11.125
1.315
Utile (perdita) netto adjusted
1.267
5.210
5.333
Utile (perdita) netto
2.758
2.764
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
2.608
2.624
Eliminazione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item ⁽ᵃ⁾
1.873
2.325
1.196
4.989
5.257
1.247
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
(a) Per maggiori informazioni v. tabella “Analisi degli special item”.
Nel quarto trimestre 2025 il Gruppo ha conseguito l’utile operativo proforma adjusted di €2,87 mld, con un aumento del
6% rispetto al trimestre di confronto nonostante la flessione del 15% del prezzo del Brent e l’apprezzamento del 9% del
tasso di cambio EUR/USD. Questi impatti negativi sono stati più che compensati dalla crescita dei volumi, dal
miglioramento della redditività dei business della transizione e dalla riduzione dei costi. La performance del business
E&P (€2,80 mld, in aumento rispetto al trimestre 2024) è stata sostenuta dalla crescita della produzione di petrolio e gas,
dal più favorevole mix dovuto al crescente contributo di barili a maggiore redditività e dall’efficienza nei costi, nonostante
l’impatto negativo dello scenario delle commodity e del cambio. Il business della raffinazione è tornato in utile grazie al
miglioramento del crack spread dei prodotti (€0,10 mld rispetto alla perdita di €0,04 mld nel trimestre dello scorso anno).
Il settore GGP e Power ha registrato l’utile operativo proforma adjusted di €0,19 mld in linea con la guidance, a seguito
della continua valorizzazione del portafoglio gas. Il business della Chimica ha registrato una perdita di €0,20 mld che
riflette il perdurante contesto di debolezza dell’industria europea; i miglioramenti dal piano di ristrutturazione in corso
sono attesi nei prossimi trimestri. Enilive ha conseguito un utile operativo proforma adjusted di €0,18 mld, più che
triplicato rispetto al trimestre di confronto, a seguito della ripresa dei margini dei biocarburanti e dei maggiori volumi
lavorati. Plenitude ha registrato un utile operativo proforma adjusted di €0,10 mld, in aumento rispetto al quarto trimestre
2024. Nell’esercizio 2025 il Gruppo ha registrato un utile operativo proforma adjusted di €12,22 mld, con una riduzione
del 15% rispetto al 2024, per effetto dei trend evidenziati nel commento ai risultati del trimestre, nonché della circostanza
che il periodo comparativo include un provento derivante da un accordo con altra società circa la ripartizione di pregressi
costi di ripristino ambientale in siti industriali nazionali.
Nel quarto trimestre 2025 l’utile ante imposte adjusted di €2,01 mld è aumentato del 4% rispetto al trimestre di confronto
in linea con il trend dell’utile operativo adjusted, in parte compensato dal minore contributo delle JV/collegate valutate
all’equity. Nel 2025 l’utile ante imposte adjusted di €9,23 mld è diminuito del 17% rispetto al ’24.
Nel quarto trimestre 2025 l’utile netto adjusted di competenza degli azionisti Eni di €1,20 mld ha registrato un aumento
del 35% rispetto al trimestre 2024, per effetto dell’aumento dell’utile operativo e della riduzione del tax rate adjusted di
Gruppo al 37% rispetto al 53%. La riduzione del tax rate è dovuta al 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, e la decisione finale d’investimento per diversi progetti di sviluppo che ha consentito di
riconoscere il beneficio fiscale associato alle spese esplorative sostenute in precedenti periodi. Nel 2025 l’utile netto
adjusted di competenza degli azionisti Eni è pari a €4,99 mld, in calo del 5% rispetto all’esercizio 2024.
Posizione finanziaria netta e cash flow operativo
III Trim.
(€ milioni)
Utile (perdita) netto
IV Trim.
var. ass.
Esercizio
(151)
2.758
2.764
(2.742)
var. ass.
Rettifiche per ricondurre l’utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa:
1.505
– ammortamenti e altre componenti non monetarie
2.146
3.177
(1.031)
7.209
9.951
– plusvalenze nette su cessioni di attività
(601)
– dividendi, interessi e imposte
(182)
3.590
4.246
(656)
Variazione del capitale di esercizio
2.108
1.026
1.082
2.735
1.286
1.449
Dividendi incassati da partecipate
1.785
1.946
(161)
(812)
Imposte pagate
(695)
(1.272)
(3.737)
(5.826)
2.089
(237)
(191)
Interessi (pagati) incassati
(170)
(911)
(674)
3.078
Flusso di cassa netto da attività operativa
4.350
3.620
13.330
13.092
(2.017)
Investimenti tecnici
(2.857)
(2.532)
(325)
(8.647)
(8.485)
(162)
(229)
Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d’azienda
1.275
Dismissioni di partecipazioni consolidate, rami d’azienda, attività materiali e immateriali e partecipazioni
Altre variazioni relative all’attività di investimento
(298)
(209)
(878)
(2.593)
1.715
1.102
(1.078)
1.383
2.788
(1.405)
(192)
(996)
1.179
1.670
1.789
(119)
5.371
3.806
1.565
2.014
Free cash flow
(459)
Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all’attività operativa
Variazione debiti finanziari correnti e non correnti
(303)
Rimborso di passività per beni in leasing
(272)
(272)
Flusso di cassa del capitale proprio
(1.666)
Flusso di cassa netto delle obbligazioni perpetue subordinate ibride e interessi
(453)
Variazioni area di consolidamento e differenze cambio sulle disponibilità
(1.371)
(690)
(666)
(1.339)
(531)
(808)
(1.134)
(674)
(460)
(2.555)
(1.293)
(1.262)
(1.250)
(1.205)
2.010
(4.522)
5.059
(631)
(328)
1.640
(1.968)
(123)
(198)
(281)
(215)
VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILITA’ LIQUIDE ED EQUIVALENTI
(531)
(1.184)
(2.022)
2.260
3.297
Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted
3.010
2.889
12.496
13.590
(1.094)
Esercizio
var. ass.
III Trim.
IV Trim.
var. ass.
2.014
Free cash flow
1.670
1.789
(119)
(303)
Rimborso di passività per beni in leasing
(272)
(272)
Debiti e crediti finanziari società acquisite
(762)
(149)
(1.371)
(€ milioni)
(613)
5.371
3.806
(1.250)
(1.205)
(762)
(631)
(131)
(777)
Debiti e crediti finanziari società disinvestite
Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni
(344)
(428)
(1.141)
(364)
1.565
Flusso di cassa del capitale proprio
(1.666)
2.010
(4.522)
5.059
Flusso di cassa netto delle obbligazioni perpetue subordinate ibride e interessi
(453)
(631)
(328)
1.640
(1.968)
VARIAZIONE DELL’INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO ANTE PASSIVITA’ PER LEASING
(548)
1.093
2.789
(1.276)
4.065
Rimborsi lease liability
1.250
1.205
(113)
Accensioni del periodo e altre variazioni
(454)
(1.599)
1.145
(497)
(2.322)
1.825
VARIAZIONE DELL’INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO POST PASSIVITA’ PER LEASING
(1.875)
2.238
3.542
(2.393)
5.935
Il flusso di cassa netto da attività operativa del 2025 pari a €13.330 mln, include €1.785 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 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 €12.496 mln nell’esercizio
2025 (€3.010 mln nel quarto 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, accantonamenti non ricorrenti relativi ad alcuni
procedimenti legali, nonché le imposte in-kind maturate nei contratti petroliferi PSA che si assume siano completamente
liquidate nel trimestre successivo.
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.
III Trim.
3.078
Flusso di cassa netto da attività operativa
IV Trim.
4.350
(435)
Variazione del capitale di esercizio
(2.108)
(1.026)
(1.082)
(2.735)
(1.286)
(1.449)
Esclusione derivati su commodity
(284)
Esclusione (utile) perdita di magazzino
(€ milioni)
2024 var. ass.
3.620
Esercizio
2024 var. ass.
13.330
13.092
2.810
Flusso di cassa netto ante variazione circolante a costi di rimpiazzo
(Proventi) oneri straordinari e altre variazioni
2.489
2.584
11.314
1.182
12.498
1.092
(1.184)
3.297
Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted
3.010
2.889
12.496
13.590
(1.094)
I capex organici di €8,5 mld nell’esercizio 2025 registrano una riduzione del 3% rispetto all’esercizio 2024 ed escludono la
quota di capex oggetto di rimborso al closing delle dismissioni di attività definite o in corso, riclassificata nella voce “altre
variazioni relative all’attività di investimento” o nelle dismissioni del periodo. Al netto di tali capex organici, il flusso di cassa
discrezionale ante variazione circolante ammonta a €4 mld.
Le dismissioni e le cessioni di quote di minoranza comprendono l’incasso dalla cessione di partecipazioni di minoranza in
società consolidate relative a un investimento del 30% del fondo di private equity KKR in Enilive per €3,57 mld, una seconda
tranche di investimento (2,4%) del fondo EIP in Plenitude (€0,21 mld) e un investimento del 20% da parte di Ares Fund in
Plenitude (€2 mld), nonché disinvestimenti di asset (€1,38 mld) relativi principalmente alla vendita di una partecipazione del
30% nel progetto Baleine e in altri giacimenti non strategici in Congo, nonché alla transazione con GIP per sviluppare e
valorizzare la nostra attività CCUS. 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 (€0,15 mld).
La riduzione nell’anno 2025 dell’indebitamento ante IFRS 16 pari a circa €2,79 mld è dovuta al flusso di cassa netto da attività
operativa adjusted di €12,5 mld, alla cessione di quota di minoranze in Enilive e in Plenitude (€5,78 mld), nonché ai flussi di
cassa relativi alla cessione di asset per €1,38 mld e l’ottimizzazione del capitale circolante (€1,1 mld) per effetto delle cash
initiatives adottate per compensare lo scenario (€4 mld, principalmente manovra circolante). Tali flussi hanno finanziato i
fabbisogni per i capex organici di €8,5 mld, il pagamento dei dividendi agli azionisti Eni e l’acquisto di azioni proprie di €4,98
mld (€3,08 mld di pagamento dividendi e €1,90 mld relativi al riacquisto di azioni), l’accensione di nuovi supplier agreement
(€1 mld), il pagamento delle rate di leasing e delle cedole dei bond ibridi (€1,58 mld), le variazioni dell’area di consolidamento
e riclassifiche a asset held-for-sale (€0,7 mld), nonché altre variazioni per €1 mld.
Il 18 febbraio 2026 si è concluso il programma di buy-back di €1,8 mld con l’acquisto di 119 mln di azioni.
Stato patrimoniale riclassificato
(€ milioni)
31 Dic. 2024
31 Dic. 2025
Var. ass.
Capitale immobilizzato
Immobili, impianti e macchinari
59.864
50.536
(9.328)
Diritto di utilizzo beni in leasing
5.822
5.184
(638)
Attività immateriali
6.434
6.022
(412)
Rimanenze immobilizzate – scorte d’obbligo
1.595
1.187
(408)
Partecipazioni
15.545
14.484
(1.061)
Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa
1.107
(133)
Debiti netti relativi all’attività di investimento
(1.364)
(1.337)
89.003
77.050
(11.953)
Capitale di esercizio netto
Rimanenze
6.259
5.143
(1.116)
Crediti commerciali
12.562
8.986
(3.576)
Debiti commerciali
(15.170)
(13.901)
1.269
1.506
1.362
Fondi per rischi e oneri
(15.774)
(14.580)
1.194
Altre attività (passività) d’esercizio
(2.292)
(1.572)
(14.271)
(14.418)
(147)
(681)
(596)
Attività (passività) tributarie nette
Fondi per benefici ai dipendenti
Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili
5.837
5.612
CAPITALE INVESTITO NETTO
74.276
67.873
(6.403)
Patrimonio netto degli azionisti Eni
52.785
47.940
(4.845)
Interessenze di terzi
2.863
4.847
1.984
Patrimonio netto
55.648
52.787
(2.861)
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
12.175
9.386
(2.789)
Passività per beni leasing
6.453
5.700
(753)
Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16
18.628
15.086
(3.542)
COPERTURE
(6.403)
74.276
67.873
Gearing ante lease liability ex IFRS 16
Gearing post lease liability ex IFRS 16
Al 31 dicembre 2025 il capitale immobilizzato (€77 mld) è diminuito di €12 mld rispetto al 31 dicembre 2024 a seguito
dell’effetto negativo delle differenze cambio (al 31 dicembre 2025, cambio puntuale EUR/USD pari a 1,176 rispetto al cambio
di 1,039 al 31 dicembre 2024, +13%) che hanno ridotto il valore in euro dei book value delle attività denominate in dollari,
nonché delle dismissioni e della riclassifica di attività in corso di dismissione. Gli investimenti del periodo sono stati
compensati dagli ammortamenti/svalutazioni. Le “Attività destinate alla vendita” includono la classificazione delle proprietà
Eni in Indonesia per la prospettata combinazione di business con le proprietà di Petronas in Malesia, nonché partecipazioni
di minoranza in alcuni asset del settore upstream e impianti rinnovabili di Plenitude, a seguito delle operazioni di cessione in
corso.
Il capitale di esercizio netto è invariato attestandosi a circa €14,4 mld. Le attività tributarie nette sono aumentate di circa
€1,4 mld per effetto della decisione finale d’investimento di progetti E&P, che ha comportato il riconoscimento del beneficio
fiscale associato a spese esplorative sostenute in precedenza, oltre all’iscrizione di imposte differite attive associate a
pregresse perdite fiscali delle controllate italiane, a seguito di migliorate prospettive di redditività.
Il patrimonio netto degli azionisti Eni (€47,9 mld) è diminuito di €4,9 mld rispetto al 31 dicembre 2024 per effetto delle
differenze cambio negative (€6,1 mld) a causa del deprezzamento del dollaro USA rispetto all’euro, e della remunerazione
degli azionisti di circa €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 (€3,4 mld)
tra il valore contabile delle partecipazioni di minoranza nelle controllate Enilive e Plenitude cedute a terzi e il corrispettivo
ricevuto.
Le interessenze di terzi di €4,8 mld al 31 dicembre 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 e Ares in Plenitude di €1,8 mld; ii) il
bond ibrido perpetuo subordinato emesso da una controllata nel 2024 (€1,7 mld) classificato a patrimonio netto in
considerazione del diritto incondizionato del Gruppo di evitare il trasferimento di attività finanziarie agli obbligazionisti.
L’indebitamento finanziario netto 3 ante lease liability al 31 dicembre 2025 è pari a €9,4 mld, in riduzione di circa €3 mld
rispetto al 31 dicembre 2024. Il gearing 4 – rapporto tra indebitamento finanziario netto e capitale investito netto, entrambi
ante lease liabilities – si attesta al 15% al 31 dicembre 2025; ovvero 14% su base proforma considerando le operazioni di
cessione in corso.
Special item
Gli special item dell’utile operativo (al lordo del relativo effetto fiscale) sono rappresentati da oneri netti di €2.589 mln e
€1.336 mln rispettivamente nell’esercizio 2025 e nel quarto trimestre 2025, con il seguente breakdown per settore:
E&P: oneri netti di €1.191 mln nell’esercizio 2025 (€618 mln nel quarto trimestre 2025) relativi principalmente al writedown di proprietà in fase di dismissione il cui valore è stato allineato al fair value (€511 mln), di cui due sono state
finalizzate nel corso dell’esercizio, nonché a svalutazioni di asset determinate dalla revisione delle riserve e scenario
prezzi (€570 mln);
GGP e Power: proventi netti di €408 mln nell’esercizio 2025 (€6 mln nel quarto 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 €377 mln e €3 mln
rispettivamente nell’esercizio e nel quarto 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 €56 mln e proventi netti di €18 mln nell’esercizio e nel trimestre rispettivamente).
La riclassificazione del saldo negativo di €292 mln nell’esercizio 2025 (€12 mln nel quarto 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 €469 mln nell’esercizio 2025 (€36 mln nel quarto trimestre 2025) relativi principalmente
alla componente valutativa dei derivati su commodity privi dei requisiti per l’hedge accounting (€368 mln e €8 mln
rispettivamente nell’esercizio e nel quarto trimestre 2025), nonché a oneri ambientali (€57 mln e €24 mln rispettivamente
nell’esercizio e quarto trimestre 2025);
Refining e Chimica: oneri netti di €905 mln nell’esercizio 2025 (€500 mln nel quarto trimestre 2025) relativi principalmente
alla svalutazione di impianti chimici a seguito del peggioramento delle prospettive di redditività a causa del continuo
deterioramento dei margini (€198 mln e €126 mln rispettivamente nell’esercizio e nel quarto trimestre 2025), al writedown degli investimenti di compliance e stay-in-business relativi a CGU con flussi di cassa attesi negativi nel business
Refining (€253 mln e €107 mln rispettivamente nell’esercizio e quarto trimestre 2025), ad oneri ambientali di €306 mln
(€170 mln nel quarto trimestre 2025) nonché agli oneri di fermata impianti nel business della Chimica (circa €77 mln e
€47 mln rispettivamente nell’esercizio e quarto trimestre 2025).
3 Informazioni sulla composizione dell’indebitamento finanziario netto sono fornite a pag. 29.
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. 20 e seguenti del presente comunicato stampa.
Altre informazioni, basis of presentation e disclaimer
Il presente comunicato stampa sui risultati consolidati dell’Eni relativi al quarto trimestre e all’esercizio 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 e quarto trimestre e all’esercizio 2025 e ai relativi comparative period (quarto trimestre ed esercizio 2024). I flussi di cassa
sono presentati con riferimento agli stessi periodi. Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 31 dicembre 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 quarto trimestre 2025 e dell’esercizio 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.
Il tasso di rimpiazzo all sources delle riserve certe è il rapporto tra gli incrementi delle riserve certe (comprese le operazioni di portafoglio) e la produzione
dell’anno. Un valore del tasso di rimpiazzo delle riserve superiore al 100% indica che nell’anno le promozioni a riserve certe sono state superiori ai volumi
di riserve prodotte. Il tasso di rimpiazzo delle riserve è utilizzato dal management per valutare la capacità dell’impresa di sostenere gli attuali livelli
produttivi attraverso il rimpiazzo della produzione dell’anno con nuove riserve certe. Il tasso di rimpiazzo delle riserve non può essere considerato un
indicatore delle performance produttive future perché l’evoluzione nello sviluppo delle riserve ha per sua natura una componente di rischiosità e incertezza
in relazione a una molteplicità di fattori, tra cui: il successo nello sviluppo di nuovi giacimenti, il completamento delle infrastrutture, l’impatto delle
regolamentazioni dell’industria degli idrocarburi, rischi geopolitici, rischi geologici, rischi ambientali, l’evoluzione dei prezzi del petrolio e del gas naturale.
Contatti societari
Sito internet: http://www.eni.com
Società per Azioni, Rome, Piazzale Enrico Mattei, 1
Il presente comunicato relativo ai risultati consolidati del quarto trimestre e dell’esercizio 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.
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. Il gearing ex-IFRS 16 è calcolato al netto delle lease liability al numeratore e al denominatore.
Flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo
Flusso di cassa netto da attività operativa prima della variazione del capitale di esercizio, escludendo l’utile/perdita di magazzino e certe componenti
straordinarie, quali accantonamenti straordinari per perdite su crediti, nonché in considerazione dell’elevata volatilità dei mercati la variazione del fair value dei
derivati su commodity privi dei requisiti contabili per essere classificati come hedges in base agli IFRS, compresi quelli non ammessi alla “own use exemption”,
la quota inefficace dei derivati di copertura nonché gli effetti dei derivati le cui sottostanti transazioni fisiche sono attese in reporting period futuri.
Free cash flow
Il Free cash flow è la misura che consente il collegamento tra il rendiconto finanziario, che esprime la variazione delle disponibilità liquide tra inizio e fine periodo
dello schema di rendiconto finanziario obbligatorio, e la variazione dell’indebitamento finanziario netto tra inizio e fine periodo dello schema di rendiconto
finanziario riclassificato. Il “free cash flow” rappresenta l’avanzo o il deficit di cassa che residua dopo il finanziamento degli investimenti e chiude
alternativamente: (i) sulla variazione di cassa di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi di cassa relativi ai debiti/attivi finanziari
(accensioni/rimborsi di crediti/debiti finanziari), al capitale proprio (pagamento di dividendi/acquisto netto di azioni proprie/apporti di capitale), nonché gli effetti
sulle disponibilità liquide ed equivalenti delle variazioni dell’area di consolidamento e delle differenze cambio da conversione; (ii) sulla variazione
dell’indebitamento finanziario netto di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi relativi al capitale proprio, nonché gli effetti sull’indebitamento
finanziario netto delle variazioni dell’area di consolidamento e delle differenze di cambio da conversione.
Indebitamento finanziario netto
L’indebitamento finanziario netto è calcolato come debito finanziario al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti, delle attività finanziarie valutate al fair
value con effetti a conto economico, nonché dei crediti finanziari non strumentali all’attività operativa. Assumono la qualificazione di strumentali all’attività
operativa le attività finanziarie funzionali allo svolgimento delle operations.
Riconciliazione risultati Non-GAAP vs. risultati GAAP
(€ milioni)
Exploration &
Production
Global Gas & LNG
Portfolio e Power
Enilive e Plenitude
Refining e Chimica
Corporate e Altre
attività
Effetto
eliminazione utili
interni
GRUPPO
IV Trimestre 2025
1.186
(892)
(542)
differenze e derivati su cambi
altro
Special item dell’utile (perdita) operativo
Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (a)
1.804
(204)
Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b)
Utile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b)
Oneri finanziari e dividendi delle società consolidate (d)
Oneri finanziari e dividendi delle società partecipate rilevanti (e)
Imposte sul reddito delle società partecipate rilevanti (f)
2.795
(220)
(515)
(109)
Utile (perdita) operativo
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
oneri ambientali
svalutazioni (riprese di valore) nette
plusvalenze nette su cessione di asset
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all’esodo
derivati su commodity
Utile (perdita) netto adjusted delle società partecipate rilevanti (g)=(b)+(e)+(f)
Utile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g)
Imposte sul reddito (i)
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i)
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
(354)
(354)
2.036
(708)
(106)
(428)
1.328
(100)
(325)
1.336
1.782
1.083
2.865
(249)
(526)
2.011
(744)
1.267
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
1.196
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
1.196
GRUPPO
Refining e Chimica
(130)
(600)
(159)
(440)
1.257
2.058
Corporate e Altre
attività
Enilive e Plenitude
radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti
plusvalenze nette su cessione di asset
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all’esodo
(373)
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
oneri ambientali (recupero costi da terzi)
svalutazioni (riprese di valore) nette
(145)
Global Gas & LNG
Portfolio e Power
Utile (perdita) operativo
Exploration &
Production
IV Trimestre 2024
Effetto eliminazione
utili interni
(€ milioni)
derivati su commodity
differenze e derivati su cambi
altro
Special item dell’utile (perdita) operativo
1.090
(112)
(216)
Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (a)
Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b)
Utile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b)
1.796
2.780
(291)
(275)
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)
(548)
(195)
2.219
(1.233)
(286)
(445)
(107)
(276)
Utile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g)
Imposte sul reddito (i)
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i)
(250)
(250)
1.694
1.005
2.699
(128)
(101)
(545)
1.925
(1.021)
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
(€ milioni)
Enilive e Plenitude
Refining e Chimica
Corporate e Altre
attività
Effetto
eliminazione utili
interni
GRUPPO
differenze e derivati su cambi
altro
Special item dell’utile (perdita) operativo
Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (a)
Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b)
Utile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b)
Oneri finanziari e dividendi delle società consolidate (d)
Oneri finanziari e dividendi delle società partecipate rilevanti (e)
Imposte sul reddito delle società partecipate rilevanti (f)
Utile (perdita) netto adjusted delle società partecipate rilevanti (g)=(b)+(e)+(f)
Utile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g)
Imposte sul reddito (i)
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i)
Global Gas & LNG
Portfolio e Power
Utile (perdita) operativo
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
oneri ambientali
svalutazioni (riprese di valore) nette
plusvalenze nette su cessione di asset
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all’esodo
derivati su commodity
Exploration &
Production
Esercizio 2025
6.302
1.770
(2.485)
(1.499)
5.010
1.081
(377)
1.191
7.493
3.670
11.163
(679)
(1.941)
1.050
8.464
(3.589)
(292)
(408)
1.362
1.392
1.378
(527)
1.236
1.208
1.121
(319)
(896)
(689)
(714)
(1.067)
(165)
(1.232)
4.875
(681)
(793)
(1.067)
1.582
(334)
2.589
8.344
3.879
12.223
(273)
(798)
(1.919)
1.162
9.233
(4.023)
5.210
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
4.989
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
2.608
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
1.873
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
4.989
(€ milioni)
Refining e Chimica
Corporate e Altre
attività
Effetto
eliminazione utili
interni
GRUPPO
differenze e derivati su cambi
altro
Special item dell’utile (perdita) operativo
Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (a)
Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b)
Utile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b)
Oneri finanziari e dividendi delle società consolidate (d)
Oneri finanziari e dividendi delle società partecipate rilevanti (e)
Imposte sul reddito delle società partecipate rilevanti (f)
Utile (perdita) netto adjusted delle società partecipate rilevanti (g)=(b)+(e)+(f)
Utile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g)
Imposte sul reddito (i)
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i)
Enilive e Plenitude
radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti
plusvalenze nette su cessione di asset
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all’esodo
derivati su commodity
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
Esercizio 2024
6.715
(909)
1.589
(1.681)
(371)
(105)
5.238
2.203
(190)
1.740
(682)
2.505
9.220
3.802
13.022
(171)
(389)
(2.215)
1.198
10.247
(5.470)
2.144
1.235
1.274
1.272
(485)
(514)
1.187
1.143
(155)
(526)
(526)
(311)
1.076
(352)
(890)
(713)
(755)
(837)
4.777
(449)
(586)
2.900
1.056
4.676
10.348
3.974
14.322
(505)
(482)
(2.210)
1.282
11.125
(5.792)
5.333
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
5.257
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
2.624
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
2.325
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
5.257
(€ milioni)
Global Gas & LNG
Portfolio e Power
Enilive e Plenitude
Refining e Chimica
Corporate e Altre
attività
Effetto
eliminazione utili
interni
GRUPPO
Utile (perdita) operativo
Exploration &
Production
III trimestre 2025
1.670
(291)
(418)
1.344
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
oneri ambientali
svalutazioni (riprese di valore) nette
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all’esodo
derivati su commodity
differenze e derivati su cambi
Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (a)
Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b)
1.800
Utile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b)
Oneri finanziari e dividendi delle società consolidate (d)
2.638
Oneri finanziari e dividendi delle società partecipate rilevanti (e)
Imposte sul reddito delle società partecipate rilevanti (f)
Utile (perdita) netto adjusted delle società partecipate rilevanti (g)=(b)+(e)+(f)
Utile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g)
Imposte sul reddito (i)
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i)
altro
Special item dell’utile (perdita) operativo
(136)
(236)
2.073
(236)
2.996
(172)
(137)
(402)
2.015
(840)
(132)
(311)
1.175
(197)
(164)
(387)
2.273
(958)
1.315
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
1.247
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
1.247
Analisi degli special item
III Trim.
IV Trim.
(€ milioni)
Esercizio
Oneri ambientali
Svalutazioni (riprese di valore) nette
1.257
1.582
2.900
Plusvalenze nette su cessione di asset
Accantonamenti a fondo rischi
Oneri per incentivazione all’esodo
1.056
Radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti
Derivati su commodity
Differenze e derivati su cambi
(334)
Altro
Special item dell’utile (perdita) operativo
1.336
2.058
2.589
4.676
Oneri (proventi) finanziari
di cui:
(280)
(155)
– riclassifica delle differenze e derivati su cambi nell’utile (perdita) operativo
(304)
(258)
(112)
Oneri (proventi) su partecipazioni
(158)
(319)
(145)
Imposte sul reddito
Totale special item dell’utile (perdita) netto
(505)
(1.259)
(790)
1.920
(1.941)
2.261
1.873
2.325
di competenza:
– azionisti Eni
– interessenze di terzi
Riconduzione utile operativo proforma adjusted di Gruppo
III Trim.
IV Trim.
1.800
2.638
(€ milioni)
Utile operativo adjusted E&P
Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti
Utile operativo proforma adjusted E&P
var %
var %
1.804
1.796
7.493
9.220
3.670
3.802
2.795
2.780
11.163
13.022
1.362
1.235
Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti
Utile operativo proforma adjusted GGP e Power
Utile operativo adjusted Enilive e Plenitude
1.392
1.236
1.274
1.187
Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti
Utile operativo proforma adjusted Enilive e Plenitude
1.208
1.143
(136)
Utile operativo adjusted Refining e Chimica
(204)
(291)
(896)
(890)
Utile operativo adjusted GGP e Power
Esercizio
Utile operativo proforma adjusted Refining e Chimica
(109)
(275)
(689)
(713)
(236)
Utile operativo adjusted altri settori
(354)
(250)
(1.067)
(526)
2.865
2.699
12.223
14.322
2.996
Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti
Effetto eliminazione utili interni
Utile operativo proforma adjusted di Gruppo⁽ᵃ⁾
(a) Le principali partecipazioni rilevanti sono Vår Energi, Azule Energy, Ithaca, Mozambique Rovuma Venture, Neptune Algeria, SeaCorridor, Adnoc R&GT e St. Bernard Renewables Llc.
Riconciliazione GAAP vs Non-GAAP del conto economico
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
Risultati
adjusted
1.374
1.782
Utile operativo
5.010
2.923
(334)
8.344
(151)
(152)
Proventi/oneri finanziari
(819)
Proventi/oneri da partecipazioni
1.587
(158)
1.429
Risultati
reported
Special
items
Profit on
stock
Risultati
adjusted
Profit on
stock
Esercizio
Riclassifica
oneri
finanziari
IV Trimestre
Risultati
reported
(€ milioni)
(540)
(161)
(505)
(744)
Imposte sul reddito
(3.020)
(213)
(790)
(4.023)
1.267
Utile netto
2.758
1.920
5.210
1.196
2.608
1.873
4.989
– Interessenze di terzi
Utile netto di competenza azionisti Eni
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
1.754
1.694
Utile operativo
5.238
4.418
10.348
(304)
(215)
Proventi/oneri finanziari
(599)
(258)
Proventi/oneri da partecipazioni
1.850
(319)
1.531
(373)
Special
items
Risultati
adjusted
Risultati
reported
Profit on
stock
Risultati
adjusted
Profit on
stock
Esercizio
Riclassifica
oneri
finanziari
IV Trimestre
Risultati
reported
(€ milioni)
(754)
(1.259)
(1.021)
Imposte sul reddito
(3.725)
(126)
(1.941)
(5.792)
Utile netto
2.764
2.261
5.333
– Interessenze di terzi
Utile netto di competenza azionisti Eni
2.624
2.325
5.257
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
III Trim.
Profit on
stock
Risultati
adjusted
Utile operativo
1.344
2.073
Proventi/oneri finanziari
(258)
(247)
Proventi/oneri da partecipazioni
(112)
Imposte sul reddito
(780)
(145)
(958)
Utile netto
1.315
– Interessenze di terzi
Utile netto di competenza azionisti Eni
1.247
Risultati
reported
(€ milioni)
Analisi delle principali voci del conto economico
Ricavi della gestione caratteristica
III Trim.
IV Trim.
(€ milioni)
Esercizio
var %
var %
13.329
Exploration & Production
12.096
13.380
50.367
54.440
3.503
Global Gas & LNG Portfolio e Power
4.583
6.185
17.120
18.876
7.021
Enilive e Plenitude
7.122
7.906
29.278
31.301
4.545
Refining e Chimica
4.169
4.686
18.179
21.210
Corporate e altre attività
2.073
1.905
(8.681)
Elisioni di consolidamento
(7.962)
(9.213)
(34.866)
(38.935)
20.615
23.488
82.151
88.797
20.204
Costi operativi
III Trim.
IV Trim.
Esercizio
var %
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
17.680
19.833
67.056
71.114
Svalutazioni (riprese di valore) nette di crediti commerciali e altri crediti
(136)
Costo lavoro
3.229
3.262
di cui: incentivi per esodi agevolati e altro
18.335
20.710
70.296
74.544
16.512
(€ milioni)
17.253
var %
Ammortamenti, svalutazioni, riprese di valore e radiazioni
IV Trim.
III Trim.
1.521
(€ milioni)
Exploration & Production
Esercizio
var %
var %
1.475
1.577
6.061
6.353
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
1.811
1.872
7.349
7.600
1.257
1.582
2.900
2.023
Ammortamenti, svalutazioni e riprese di valore
2.571
3.129
8.931
10.500
2.034
Radiazioni
2.606
3.549
8.964
11.080
1.842
Proventi (oneri) su partecipazioni
(€ milioni)
Esercizio 2025
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
Global Gas &
Exploration &
LNG Portfolio
Production
e Power
1.116
Dividendi
Plusvalenze (minusvalenze) nette da cessione di partecipazioni
Altri proventi (oneri) netti
1.422
Enilive e
Plenitude
Refining e
Chimica
Corporate e
altre attività
Gruppo
1.161
1.587
Gearing e indebitamento finanziario netto
Il “gearing” misura il grado di indebitamento della società ed 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. Il
management Eni utilizza il gearing per valutare il grado di solidità e di efficienza della struttura patrimoniale in termini di
incidenza relativa delle fonti di finanziamento terzi e il capitale investito netto, nonché per effettuare analisi di benchmark
con gli standard dell’industria.
31 Dic. 2024
31 Dic. 2025
Var. ass.
Debiti finanziari e obbligazionari
30.348
28.464
(1.884)
– Debiti finanziari a breve termine
8.820
8.363
(457)
(1.427)
(€ milioni)
– Debiti finanziari a lungo termine
21.528
20.101
Disponibilità liquide ed equivalenti ⁽ᵃ⁾
(8.183)
(8.242)
Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico
(6.797)
(6.991)
(194)
Crediti finanziari non strumentali all’attività operativa
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
(3.193)
12.175
(3.845)
9.386
(652)
(2.789)
Passività per beni in leasing
Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16
6.453
18.628
5.700
15.086
(753)
(3.542)
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi
(2.861)
55.648
52.787
Gearing ante lease liability ex IFRS 16
Gearing post lease liability ex IFRS 16
(a) Comprende €142 mln di cassa di società consolidate held-for-sale temporaneamente depositati presso banche terze a fine 2025 e successivamente trasferiti sui conti di tesoreria di Gruppo a inizio 2026.
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
31 Dic. 2025
31 Dic. 2024
8.100
6.991
3.000
12.436
5.143
3.943
40.152
8.183
6.797
1.085
16.901
6.259
3.662
43.582
50.536
5.184
6.022
1.187
13.155
1.329
1.819
6.716
2.839
88.912
8.005
137.069
59.864
5.822
6.434
1.595
14.150
1.395
3.215
6.322
4.011
102.937
146.939
4.929
3.434
1.263
20.261
4.039
34.269
4.238
4.582
1.279
22.092
5.049
37.827
20.139
4.437
14.580
4.805
3.390
47.987
2.026
84.282
4.005
33.195
1.937
8.977
(2.782)
2.608
47.940
4.847
52.787
137.069
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
III Trim.
IV Trim.
(€ milioni)
Esercizio
20.204
Ricavi della gestione caratteristica
20.615
23.488
82.151
88.797
20.546
Altri ricavi e proventi
Totale ricavi
20.997
23.972
1.478
83.629
2.417
91.214
(16.512)
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
(71.114)
(744)
(1.842)
(17.680)
(19.833)
(67.056)
Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti
(168)
Costo lavoro
(791)
(783)
(3.229)
(3.262)
(352)
Altri proventi (oneri) operativi
(1.811)
(1.872)
(7.349)
(7.600)
(181)
Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo di beni in leasing
(760)
(1.257)
(1.582)
(2.900)
1.344
Radiazioni
(420)
(373)
5.010
(580)
5.238
(1.150)
Ammortamenti
UTILE (PERDITA) OPERATIVO
Proventi finanziari
Oneri finanziari
3.235
7.196
7.715
(1.208)
(3.491)
(8.170)
(8.980)
Proventi (oneri) netti su attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico
Strumenti finanziari derivati
(151)
(819)
(599)
(258)
PROVENTI (ONERI) FINANZIARI
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
1.161
Altri proventi (oneri) su partecipazioni
PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI
1.587
1.850
1.645
UTILE (PERDITA) ANTE IMPOSTE
5.778
6.489
(780)
Imposte sul reddito
(161)
(3.020)
(3.725)
Utile (perdita) netto
2.758
2.764
di competenza:
– azionisti Eni
2.608
2.624
– interessenze di terzi
2.976,5
3.039,8
3.115,9
3.179,2
3.024,8
3.088,1
3.167,0
3.230,4
Utile (perdita) per azione (€ per azione)
– semplice
– diluito
Numero medio ponderato di azioni in circolazione (milioni)
3.011,2
3.073,8
– semplice
– diluito
PROSPETTO DELL’UTILE (PERDITA) COMPLESSIVO
IV Trim.
Esercizio
Utile (perdita) netto del periodo
2.758
2.764
Componenti non riclassificabili a conto economico
Rivalutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti
(€ milioni)
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
(257)
3.292
(5.738)
2.348
(257)
3.748
(6.410)
3.066
Variazione fair value strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge
(568)
(912)
Quota di pertinenza delle “Altre componenti dell’utile (perdita) complessivo” delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto
Effetto fiscale
Componenti riclassificabili a conto economico
Differenze di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall’euro
Effetto fiscale
(258)
Totale altre componenti dell’utile (perdita) complessivo
Totale utile (perdita) complessivo del periodo
di competenza:
– azionisti Eni
– interessenze di terzi
(299)
(162)
3.362
3.650
(5.775)
(3.017)
2.415
5.179
(170)
3.468
(2.874)
(143)
4.962
PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO
(€ milioni)
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 1° gennaio 2024
Totale utile (perdita) complessivo
5.179
Dividendi distribuiti agli azionisti Eni
(3.067)
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
1.848
(138)
(387)
(2.003)
Costi di emissione di obbligazioni ibride
Imposte su cedole bond ibrido
Altre variazioni
53.644
Totale variazioni
2.004
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 31 dicembre 2024
di competenza:
– azionisti Eni
55.648
52.785
– interessenze di terzi
2.863
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 1° gennaio 2025
Totale utile (perdita) complessivo
55.648
(3.017)
Dividendi distribuiti agli azionisti Eni
(3.081)
Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate
Acquisto di azioni proprie
(275)
(1.881)
Emissione di obbligazioni ibride perpetue
1.500
Riacquisto di obbligazioni ibride perpetue
Cedole obbligazioni subordinate perpetue
(1.500)
(310)
Imposte su cessione Enilive e Plenitude
Imposte su cedole e costi bond ibrido
Operazione Plenitude – cessione EIP
Operazione Plenitude – cessione ARES
2.003
Opzione put su Plenitude
Operazione Enilive – cessione KKR
Altre variazioni
(139)
3.569
Totale variazioni
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 31 dicembre 2025
di competenza:
– azionisti Eni
(2.861)
52.787
47.940
4.847
– interessenze di terzi
RENDICONTO FINANZIARIO
III Trim.
IV Trim.
(€ milioni)
Utile (perdita) netto
Esercizio
2.758
2.764
1.811
1.872
7.349
7.600
1.257
1.582
2.900
Rettifiche per ricondurre l’utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa:
1.842
Ammortamenti
Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing
(359)
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
Radiazioni
(153)
(1.161)
(866)
Plusvalenze nette su cessioni di attività
(601)
Dividendi
(242)
(227)
(121)
Interessi attivi
(121)
(150)
(444)
(497)
Interessi passivi
1.256
1.245
3.725
Imposte sul reddito
(244)
3.020
(107)
Altre variazioni
(283)
(287)
(515)
(158)
Flusso di cassa del capitale di esercizio
2.108
1.026
2.735
1.286
(405)
– rimanenze
1.166
– crediti commerciali
(607)
(2.927)
3.214
1.145
(609)
– debiti commerciali
2.211
3.321
(835)
(109)
– fondi per rischi e oneri
(554)
– altre attività e passività
(410)
Variazione fondo per benefici ai dipendenti
(105)
1.946
Dividendi incassati
1.785
Interessi incassati
(242)
Interessi pagati
(279)
(136)
(1.269)
(1.130)
(812)
Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d’imposta rimborsati
(695)
(1.272)
(3.737)
(5.826)
3.078
Flusso di cassa netto da attività operativa
4.350
3.620
13.330
13.092
(2.494)
Flusso di cassa degli investimenti
(2.970)
(2.817)
(9.999)
(11.782)
(2.061)
– attività materiali
(2.934)
(2.394)
(8.702)
(7.999)
– attività immateriali
(152)
(138)
(527)
(486)
– imprese consolidate e rami d’azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti acquisite
(196)
(196)
(1.795)
– partecipazioni
(102)
(258)
(682)
(798)
– titoli e crediti finanziari strumentali all’attività operativa
(185)
– diritto di utilizzo prepagato beni in leasing
(117)
(229)
– variazione debiti relativi all’attività di investimento
(514)
1.430
Flusso di cassa dei disinvestimenti
2.040
2.496
1.351
– attività materiali
1.135
1.414
1.354
– attività immateriali
(104)
– 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
(142)
(361)
(459)
(1.523)
Variazione netta titoli e crediti finanziari non strumentali all’attività operativa
Flusso di cassa netto da attività di investimento
(690)
(666)
(1.339)
(531)
(3.370)
(2.497)
(9.298)
(9.817)
RENDICONTO FINANZIARIO (segue)
III Trim.
IV Trim.
(€ milioni)
Esercizio
5.784
3.516
1.514
Assunzione di debiti finanziari a lungo termine
(2.908)
Rimborsi di debiti finanziari a lungo termine
(352)
(1.130)
(8.063)
(4.748)
(303)
Rimborso di passività per beni in leasing
(272)
(272)
(1.250)
(1.205)
1.297
Incremento (decremento) di debiti finanziari a breve termine
(1.331)
(276)
(781)
Dividendi pagati ad azionisti Eni
(775)
(794)
(3.080)
(3.068)
Dividendi pagati ad altri azionisti
(214)
(277)
Apporti netti di capitale da azionisti terzi
Cessione (acquisto) di quote di partecipazioni in società consolidate
(560)
2.003
5.072
Acquisto di azioni proprie
(670)
(876)
(1.896)
(2.012)
Emissioni (rimborsi) di obbligazioni ibride perpetue
(248)
1.778
Altri apporti
Pagamenti di cedole relative ad obbligazioni ibride perpetue
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento
(1.772)
(205)
(1.515)
Effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti
(2.434)
(310)
(3.596)
(138)
(5.380)
(198)
Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio periodo
(531)
8.952
(1.184)
9.367
8.183
(2.022)
10.205
Disponibilità liquide ed equivalenti a fine periodo
8.421
8.183
8.421
8.183
(215)
9.167
Variazione netta delle disponibilità liquide ed equivalenti
8.952
Investimenti tecnici
III Trim.
IV Trim.
(€ milioni)
var %
Esercizio
var %
1.535
Exploration & Production
1.943
1.785
6.253
6.055
di cui: – ricerca esplorativa
1.345
1.571
1.671
5.502
5.564
Global Gas & LNG Portfolio e Power
– sviluppo di idrocarburi
– Global Gas & LNG Portfolio
– Power
Enilive e Plenitude
1.232
1.303
– Enilive
– Plenitude
Refining e Chimica
– Refining
– Chimica
Corporate e altre attività
2.017
Elisioni di consolidamento
Investimenti tecnici ⁽ᵃ⁾
2.857
2.532
8.647
8.485
(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 (€348 mln e €544 mln nel quarto trimestre 2025 e 2024, rispettivamente, 1.371 mln e €2.172 mln nell’esercizio 2025 e 2024, rispettivamente e €270 mln nel
terzo trimestre 2025).
Nell’esercizio 2025 gli investimenti tecnici di €8.647 mln (€8.485 mln nell’esercizio 2024) evidenziano un incremento del 2%
rispetto al periodo di confronto, in particolare:
• nel settore Exploration & production gli investimenti (€6.253 mln) sono principalmente legati allo sviluppo di giacimenti di
idrocarburi in particolare negli Emirati Arabi Uniti, Libia, Egitto, Indonesia, Algeria, Congo e Italia;
• nel settore Enilive e Plenitude, gli investimenti Plenitude (€764 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 (€468
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 in Italia (€481 mln) relativi alla conversione
in bioraffineria del sito di Livorno, ad attività di mantenimento e stay-in-business e nel business della chimica (€182 mln) su
economia circolare e asset integrity;
• gli investimenti nel settore Corporate e altre attività sono principalmente relativi alle attività di CCUS e i progetti di
agribusiness (€240 mln).
Performance di Sostenibilità
Indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR)
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)
Emissioni dirette di metano (Scope 1)
Volume di idrocarburi inviati a flaring di routine Upstream
Esercizio
(milioni di tonnellate di CO₂ eq.)
(migliaia di tonnellate di CH₄)
(miliardi di Sm³)
Volumi di oil spill operativi (>1 barile)
Acqua di produzione reiniettata
Gli indicatori fanno riferimento ai dati 100% degli asset operati, consolidati e non.
Indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) della forza lavoro: in miglioramento rispetto al 2024, con un numero
di eventi in calo per le performance positive sia dei dipendenti che dei contrattisti. Nel periodo non sono occorsi eventi
mortali e con conseguenza l’inabilità.