Il terzo trimestre 2025 si chiude per Eni con una performance superiore alle previsioni, sostenuta dalla combinazione di maggiore produzione upstream, rigore sui costi e valorizzazione del portafoglio. In un contesto caratterizzato da prezzi dell’energia più bassi e da un euro in rafforzamento sul dollaro, il gruppo guidato da Claudio Descalzi ha registrato un EBIT proforma di 3 miliardi, utile netto adjusted a 1,2 miliardi e un flusso di cassa operativo pari a 3,3 miliardi.
Eni accelera sulla cassa e alza il buyback: terzo trimestre oltre le attese
Risultati che consentono una nuova revisione al rialzo della generazione di cassa attesa a fine anno, ora indicata in 12 miliardi. La crescita produttiva del 6 per cento ha rappresentato il vero traino industriale, con il progressivo contributo dei nuovi progetti avviati tra Africa e Medio Oriente e con l’apporto dei satelliti esteri, soprattutto Angola e Norvegia, entrambi in anticipo rispetto ai target di piano.
Buyback rafforzato e leva ai minimi
La solidità della struttura finanziaria ha consentito al gruppo di incrementare per la seconda volta nel 2025 il programma di riacquisto di azioni proprie, portandolo a 1,8 miliardi, venti per cento in più rispetto alla guidance precedente. L’operazione è giustificata da un profilo di leva ai minimi storici: il leverage proforma è al 12 per cento e le dinamiche di cassa attese entro fine anno dovrebbero mantenerlo nella fascia 15-18 per cento. In parallelo prosegue la politica di remunerazione ordinaria, con il dividendo 2025 fissato a 1,05 euro per azione e con la seconda tranche di 0,26 euro attesa in pagamento a novembre. Riduzione dell’indebitamento e remunerazione degli azionisti restano quindi co-piloti di una strategia finanziaria mirata alla massimizzazione del ritorno stabile nel tempo.
Il modello satellitare come motore di valore
Il cosiddetto modello satellitare continua a rappresentare un moltiplicatore di flessibilità e capitale industriale. In Costa d’Avorio è stata completata la cessione del 30 per cento del giacimento Baleine, a conferma del dual exploration model che combina sviluppo e monetizzazione progressiva. In Angola Azule Energy ha anticipato di mesi l’entrata in produzione del nuovo hub Agogo, mentre in Norvegia Vår Energi ha già raggiunto il traguardo di 400 mila boe/giorno grazie a Johan Castberg e Balder X. Nel Sud-Est asiatico il quarto satellite, dedicato alla combinazione tra le attività di Eni e Petronas, punta a diventare un operatore di primo piano nel GNL per il mercato asiatico. L’avvio del progetto Coral North FLNG in Mozambico, affiancato alla nuova unità navale per la Fase 2 del Congo LNG, suggella la vocazione gasifera e la proiezione export.
Transizione in accelerazione tra bioraffinazione e rinnovabili
Accanto al core business idrocarburi, procede la trasformazione industriale delle attività collegate alla transizione energetica. La capacità installata rinnovabile di Plenitude è salita a 4,8 GW e punta ai 5,5 GW entro dicembre, anche grazie all’acquisizione in corso di Acea Energia. Sul fronte industriale, la conversione dei poli di Sannazzaro e Priolo segna un nuovo ciclo per la filiera downstream orientata a biocarburanti e materiali circolari, mentre a Brindisi è partito il progetto, in partnership con Seri Industrial, dedicato alla produzione di batterie. Il fondo Ares è prossimo alla chiusura dell’ingresso del 20 per cento in Plenitude, con un investimento da 2 miliardi, e parallelamente è stato siglato l’accordo con GIP per la valorizzazione del portafoglio CCUS, tassello essenziale nel percorso di decarbonizzazione hard-to-abate.
Outlook di fine anno e traiettoria industriale
L’aggiornamento della guidance riflette un profilo di crescita più robusto rispetto agli obiettivi annunciati al Capital Market Update: produzione attesa tra 1,71 e 1,72 milioni di barili equivalenti al giorno e fino a 1,8 milioni nel quarto trimestre, flusso di cassa operativo in aumento e investimenti mantenuti sotto il tetto degli 8,5 miliardi lordi. Il rafforzamento del buyback completa un quadro in cui generazione di cassa, disciplina finanziaria e accelerazione industriale rimangono i tre pilastri di riferimento. La strategia di Eni mostra così continuità e coerenza tra crescita upstream, posizionamento nel GNL, riconversione industriale e piattaforme partner-based costruite per ampliare mercato e ritorni, lungo un percorso che combina resilienza e sviluppo competitivo anche in un contesto macro meno favorevole.
Claudio Descalzi, AD di Eni, ha dichiarato: “I risultati del terzo trimestre sono eccellenti e tutte le principali variabili operative, economiche e finanziarie hanno superato le aspettative. La produzione di 1,76 mln barili/giorno è in forte crescita (+6% rispetto allo scorso anno) e ci consente di alzare la guidance annuale sino a 1,72 mln barili/giorno, confermando il trend di accelerazione destinato a proseguire nei prossimi mesi grazie ai nuovi campi in sviluppo in Congo, EAU, Qatar e Libia, e all’avvio della combinazione di business in Indonesia e Malesia che costituirà uno dei principali player sul mercato del GNL nel continente asiatico. La valorizzazione dei nostri business continua con l’incasso dalla cessione del 30% del campo di Baleine in Costa d’Avorio, secondo il consolidato dual exploration model, e con l’avanzamento della cessione del 20% della quota di Plenitude al fondo Ares, per il quale tutte le condizioni sospensive sono state completate. Con questa operazione i due business di Enilive e Plenitude hanno determinato incassi per circa €6,5 mld negli ultimi due anni. Continua anche l’esecuzione della strategia di transizione: il piano di potenziamento dell'hub di Sannazzaro e di conversione di Priolo segnano nuovi progetti di sviluppo della bioraffinazione e contribuiscono al piano di trasformazione del nostro downstream; allo stesso tempo Plenitude ha raggiunto i 4,8 GW di capacità installata di generazione rinnovabile, in linea con l’incremento che traguarda i 5,5 GW entro fine anno. Inoltre, è stata avviata la partnership con GIP destinata a massimizzare il potenziale di crescita delle attività di CCUS del nostro portafoglio. In un contesto di prezzi del greggio deboli e di un euro in rafforzamento, la performance economica finanziaria conferma l’efficacia della nostra strategia e del modello satellitare che consente di assicurare una crescita accelerata e dividendi stabili. L’EBIT proforma è stato solido a €3 mld, così come l’utile netto a €1,2 mld, +20% rispetto alle aspettative. Altrettanto significativa la performance di cassa con un CFFO a €3,3 mld. La leva finanziaria proforma si attesta al 12%, un livello che resta ai minimi storici di Eni, e con una prospettiva a fine anno del 15-18%. In un contesto di prezzi più deboli, grazie all’incremento delle stime di cassa operativa, Eni si distingue nel settore aumentando la distribuzione con un incremento del buyback di €300 mln a €1,8 mld, riducendo al contempo l’indebitamento. In sostanza, il terzo trimestre dimostra come tutti i principali elementi della nostra strategia stiano progredendo con successo in modo contestuale: stiamo crescendo in modo competitivo in tutti i nostri business chiave; nell’upstream stiamo avviando nuovi progetti assicurandoci nel contempo nuove opportunità tramite il nostro know-how esplorativo e tecnologico al top dell’industria; e stiamo aprendoci nuove opportunità nell’ambito della transizione energetica. In parallelo, stiamo creando sempre maggiore valore in termini di gestione rischio/rendimento attraverso il nostro dual exploration model e tramite la strategia satellitare, che ci consentono di ridurre il debito e condividere la creazione del valore con i nostri azionisti.”