Progressi nella creazione di valore dal modello satellitare Eni: 20% di investimento del fondo ARES in Plenitude, accordo con GIP per JV per CCUS e ben indirizzata finalizzazione JV con Petronas in Indonesia e Malesia.
Nonostante uno scenario di mercato sfidante, il modello di business Eni conferma robustezza e flessibilità. A dirlo è l'AD Claudio Descalzi, che in una nota dell'azienda commenta i risultati consolidati del secondo trimestre e primo semestre 2025 approvati dal Consiglio di Amministrazione di Eni: 2,7 miliardi di euro di EBIT proforma adjusted, 1,13 miliardi di risultato netto adjusted e 2,8 miliardi di flusso di cassa operativo, superiore ai fabbisogni per gli investimenti di 2 miliardi.
Nell'ambito dei satelliti della transizione, continua la nota, sono stati definiti i termini per un investimento del 20% da parte di Ares in Plenitude, come pure per costituire una nuova entità congiunta con GIP che gestirà il business della CCUS. Nell'upstream, l'azienda prevede in linea con i tempi programmati di lanciare il nuovo satellite con Petronas, che sarà focalizzato sulla valorizzazione delle risorse gas dei due partner in Indonesia/Malesia, e attende la decisione finale di investimento del progetto Argentina LNG per accelerare l'espansione del proprio business del GNL.
Nel primo semestre 2025, continua la nota, la produzione di idrocarburi di 1,67 mln di boe/giorno ha registrato una riduzione del 3% rispetto al secondo trimestre 2024 (-4% nel semestre) dovuta principalmente alle operazioni di portafoglio del 2024 in Nigeria, Alaska e Congo: al netto dei disinvestimenti, la produzione è sostanzialmente in linea grazie all'entrata a regime dei progetti organici in Costa d'Avorio, Congo, Messico e Italia, e all'avvio di Merakes Est nell'offshore dell'Indonesia mediante collegamento con la FSU di Jangkrik, che hanno compensato il declino dei giacimenti maturi.
Su base sequenziale, si legge, la produzione di idrocarburi è aumentata dell'1,3%: gli avvii in Indonesia e Norvegia e l'entrata a regime dei progetti organici in Costa d'Avorio, Norvegia, Messico e Australia sono stati parzialmente compensati di minori nomine di gas in Kazakhstan, dalla fermata dell'impianto Angola LNG partecipato da Azule Energy e dal declino di giacimenti maturi.
La produzione di petrolio, rende noto Eni, è stata di 825 mila barili/giorno, in aumento del 6% rispetto al secondo trimestre 2024 (805 mila barili/giorno nel primo semestre 2025, in aumento del 2%): la crescita organica in Costa d'Avorio, a seguito dell'avvio della Fase 2 del progetto Baleine, e in Messico sono stati compensati dai disinvestimenti e dal declino di giacimenti maturi.
Inoltre, si apprende, la produzione di gas naturale è stata di 125 mln di metri cubi/giorno, in riduzione del 9% rispetto al secondo trimestre 2024 (126 mln di metri cubi/giorno nel primo semestre 2025, in riduzione del 9%): la cessione delle attività e il declino dei giacimenti maturi sono stati in parte compensati dalla crescita organica in Congo (Marine XII), Italia (regimazione di Argo/Cassiopea) e Indonesia.
La produzione termoelettrica, si legge, stata pari a 4,53 TWh nel secondo trimestre 2025, in aumento dell'8% rispetto al periodo di confronto per effetto del maggior tasso di utilizzo degli impianti per cogliere le opportunità di mercato (9,94 TWh nel primo semestre 2025, in aumento dell'8% per gli stessi driver del trimestre).
