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Le conseil d’administration d’Eni a approuvé le 22 octobre les résultats du troisième trimestre et des neuf premiers mois de 2026; l’entreprise a publié son communiqué le lendemain matin. Le groupe indique une production sous-jacente d’exploration-production de 1,83 million de barils équivalent pétrole par jour au troisième trimestre, soit 7 % de plus qu’un an auparavant et 2 % de plus que le trimestre précédent. Eni attribue la progression annuelle à la montée en puissance de projets en Afrique de l’Ouest, au large du Mexique et en Norvège, ainsi qu’à la contribution sur tout le trimestre de la coentreprise Searah. Il s’agit de chiffres déclarés par l’entreprise, et non de la production nationale italienne: Eni exerce ses activités dans plusieurs pays.
Le communiqué fait état d’un EBIT ajusté pro forma de 6 milliards d’euros au trimestre, deux fois le niveau du troisième trimestre 2025, et d’un bénéfice net ajusté de 2,8 milliards, plus du double sur un an. L’exploration-production a contribué 4,63 milliards d’euros d’EBIT ajusté pro forma, en hausse de 76 %. Les activités gaz, électricité et gestion de portefeuille ont publié 450 millions, et le raffinage 730 millions. Enilive, branche biocarburants et mobilité, a déclaré 410 millions, et Plenitude, activités de vente au détail et d’énergies renouvelables, 190 millions. Versalis, la chimie, a enregistré une perte de 180 millions d’euros. Ces indicateurs ajustés ne sont pas des postes de résultat statutaire uniques; les méthodes de calcul et les périmètres sont définis dans les documents d’Eni.
Pour les neuf premiers mois, Enilive et Plenitude ont dégagé ensemble un EBITDA ajusté de 1,8 milliard d’euros, en hausse de 20 % sur un an. Eni a déclaré un flux de trésorerie d’exploitation avant variation du fonds de roulement de 4,29 milliards au troisième trimestre et des investissements organiques de 1,3 milliard. La dette nette était de 6,7 milliards à la fin du trimestre et le ratio d’endettement pro forma de 9 %. Le groupe indique également avoir reçu au cours du trimestre 1,8 milliard d’euros au titre d’un partenariat de long terme portant sur un portefeuille d’actifs d’exploration-production liés à des infrastructures. Ces montants décrivent la situation financière de l’entreprise et ne mesurent pas l’investissement ou la production de l’ensemble du système énergétique italien.
Eni a révisé ses perspectives pour 2026. Elle porte à 6–7 % sa prévision de croissance annuelle de la production sous-jacente de pétrole et de gaz et projette un flux de trésorerie d’exploitation avant fonds de roulement de 16,5 milliards d’euros selon le scénario qu’elle indique. Les investissements bruts restent prévus à 7 milliards d’euros et les investissements nets à moins de 4,5 milliards. Le scénario repose notamment sur un Brent à 95 dollars le baril, une hypothèse de marge de raffinage et un prix du gaz européen; les résultats réels peuvent varier avec les marchés. L’entreprise relève aussi son programme de rachats d’actions à 3,8 milliards d’euros et annonce un dividende extraordinaire de 0,46 euro par action, soit environ 1,3 milliard au total, payable en décembre. Ce sont des décisions du conseil fondées sur la politique et les perspectives d’Eni, pas une aide publique à l’énergie.
Le communiqué évoque aussi des projets hors d’Italie. Eni dit avoir conclu des accords avec la PDVSA vénézuélienne concernant le champ pétrolier Junin 5 et l’exportation de gaz du champ Perla. Pour un projet intégré de GNL en Argentine, la première phase vise une capacité d’exportation de 12 millions de tonnes par an. Le groupe mentionne également des activités d’exploration et des accords de farm-out en Indonésie et en Uruguay. Ce sont des accords commerciaux, des objectifs de projet et des opérations de portefeuille rapportés par l’entreprise; ils ne signifient pas que la décision finale d’investissement a été prise ni que la capacité de GNL prévue fonctionne déjà. Les résultats donnent un aperçu d’Eni, et ne doivent pas être extrapolés à tout le secteur pétrolier et gazier.