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El consejo de administración de Eni aprobó el 22 de octubre los resultados del tercer trimestre y de los nueve primeros meses de 2026; la empresa publicó el comunicado a la mañana siguiente. El grupo informó de una producción subyacente de exploración y producción de 1,83 millones de barriles equivalentes de petróleo diarios en el tercer trimestre, un 7% más que un año antes y un 2% más que en el trimestre previo. La empresa atribuyó el aumento anual a la puesta en marcha y crecimiento de proyectos en África occidental, frente a México y en Noruega, así como a la contribución durante todo el trimestre de la empresa conjunta Searah. Son cifras comunicadas por la compañía, no producción nacional de Italia, ya que Eni opera en varios países.
El comunicado situó el EBIT ajustado pro forma del trimestre en 6.000 millones de euros, el doble que en el tercer trimestre de 2025, y el beneficio neto ajustado en 2.800 millones, más del doble interanual. Exploración y producción aportó 4.630 millones de euros de EBIT ajustado pro forma, un 76% más. Las actividades de gas, electricidad y cartera registraron 450 millones y refino 730 millones. Enilive, el negocio de biocombustibles y movilidad, registró 410 millones, y Plenitude, de venta minorista y renovables, 190 millones. Versalis, el negocio químico, registró una pérdida de 180 millones. Son indicadores ajustados no normalizados, no una única partida de beneficio estatutario; los documentos de Eni describen los ajustes y perímetros.
En los nueve primeros meses, Enilive y Plenitude sumaron un EBITDA ajustado de 1.800 millones de euros, un 20% más interanual. Eni informó de un flujo de caja operativo antes de variaciones del capital circulante de 4.290 millones en el tercer trimestre y de inversión orgánica de 1.300 millones. La deuda neta se situó en 6.700 millones al cierre del trimestre y el apalancamiento pro forma en el 9%. La empresa dijo que en el trimestre recibió una aportación de 1.800 millones de euros de una asociación a largo plazo sobre una cartera de activos de exploración y producción vinculados a infraestructuras. Las cifras describen la posición financiera de Eni; no miden la inversión ni la producción de todo el sistema energético italiano.
Eni actualizó su perspectiva para 2026. Elevó al 6–7% la previsión de crecimiento anual de la producción subyacente de petróleo y gas y proyectó un flujo de caja operativo antes del capital circulante de 16.500 millones de euros bajo el escenario indicado. Mantuvo la inversión bruta prevista en 7.000 millones y situó la inversión neta prevista por debajo de 4.500 millones. El escenario incluye supuestos de Brent a 95 dólares por barril, margen de refino y precio del gas europeo; los resultados pueden variar si cambian los mercados. La empresa elevó su programa de recompra de acciones de 2026 a 3.800 millones de euros y anunció un dividendo extraordinario de 0,46 euros por acción, unos 1.300 millones en total, pagadero en diciembre. Son decisiones del consejo basadas en la política y las previsiones de Eni, no una subvención energética pública.
El comunicado también describe proyectos fuera de Italia. Eni dijo que firmó acuerdos con PDVSA de Venezuela relativos al yacimiento petrolífero Junin 5 y a la exportación de gas del campo Perla. La primera fase de un proyecto integrado de GNL en Argentina tiene como objetivo una capacidad exportadora de 12 millones de toneladas anuales. La empresa citó además actividades de exploración y acuerdos de cesión parcial en Indonesia y Uruguay. Son acuerdos comerciales, objetivos de proyecto y operaciones de cartera según Eni; no significan que se haya tomado la decisión final de inversión ni que la capacidad prevista de GNL ya esté operativa. Estos resultados son una instantánea de la empresa y no deben extrapolarse a todo el sector de petróleo y gas.