Eni: risultati del secondo trimestre e del semestre 2026

1 PRICE SENSITIVE

Eni: risultati del secondo trimestre e del semestre 2026 I progressi eccellenti del 2° t rimestre rafforzano le previsioni per l’anno ;

incrementata la remunerazione agli azionisti • Nel 2° trimestre 2026 conseguit i eccellenti risultati grazie alla esecuzione coerente della strategia e al portafoglio diversificato di asset altamente competitivi .

• Eccellente crescita della produzione dell’11% su base omogenea , al netto dell’effetto prezzo .

• Costituita con Petronas la joint venture Searah, nuova e grande piattaforma di crescita in Indonesia e Malesia.

• Decision i final i di investimen to per la Fase 3 del giacimento Baleine, nell'offshore della Costa d'Avorio, per i l progetto Greater PAJ, nell'offshore dell'Angola e per il progetto a gas di Cronos nell’offshore profondo di C ipro.

• Ingresso nella catena del valore dei minerali critici attraverso investimenti in Canad a e Cile nella grafite e nel litio .

• Rapporto di indebitamento su base proforma prossimo al 10%, record storico .

Grazie alla solida esecuzione e al lo scenario, Eni rivede al rialzo le previsioni 2026 di produzione con una crescita di circa il 5% su base omogenea , incrementando il piano di riacquisto di azion i proprie a €3,4 mld.

San Donato Milanese , 29 luglio 2026 - Il Consiglio di Amministrazione di Eni, riunitosi ieri sotto la presidenza di Giusepp ina Di Foggia , ha approvato i risultati consolidati del second o trimestre e primo semestre 2026. Claudio Descalzi, AD di Eni, ha commentato:

“La determinazione nell’esecuzione della nostra strategia ci ha consentito di conseguire risultati eccellenti nel secondo trim estre del 2026, sostenuti dal nostro portafoglio di attività diversificate che ci offre un’ampia serie di opzioni strategiche e una prospettiva di crescita profittevole nei diversi business del nostro mix energetico. Questi risultati derivano d all’efficacia della gestione industriale e finanziaria e crescono in modo nettamente maggiore rispetto allo scenario dei prezzi delle commodity di riferimento. Stiamo potenziando ulteriormente il nostro business Exploration & Production, che entra in una ulteriore fase di crescita e generazione di valore, grazie all’avvio della JV Searah tra Indonesia e Malesia che ci consentir à di valorizzare le nostre important i scoperte di gas nel bacino di Kutei , nonché ai progressi compiuti in numerosi progetti e all’espansione delle nostre attività in nuove aree geografiche. La solidità di questo business e la nostra eccellenza nell’esplorazione e produzione hanno sostenuto una straordinaria crescita della prod uzione, pari all’11% su base omogenea. I business della transizione stanno incrementando il contributo ai risultati del Gruppo, alimentando al contempo la propria crescita autofinanziata. Plenitude è in linea con il piano di aumento della capacità installata di 6,5 GW entro la fine dell’anno, e può già contare su una base clienti di 11 milioni di utenti. Enilive sta sviluppando nuova capacità produttiva per cogliere le opportunità offerte dalla rapida crescita della domanda di biocarburanti, ed è riuscita a valorizzare pienamente le condizioni di questa fase di mercato. I risultati del semestre dimos trano che, an no dopo anno, stiamo costruendo una società sempre più solida, grazie alla qualità del nostro portafoglio geograficamente diversificato e b asato su asset competitivi, sulle nostre competenze distintive nell’esplorazione, su una crescente esposizione ai bus iness legati alla transizione energetica, e con opportunità di valorizzazione anticipata degli asset. Questi fattori supporteranno una generazione di cassa ricorrente nel lungo periodo, ch e ci permetterà di continuare ad assicurare agli azionisti una remun erazione significativa con un’importante condivisione dei benefici derivanti dagli scenari di mercato più favorevoli, mantenendo al contempo una struttura patrimoniale estremamente robusta, come dimostra il rapporto di indebitamento pro forma pari al minim o storico del 10%. Grazie a questi risultati, il programma di buyback viene incrementato di ulteriori €600 mln, fino a €3,4 mld .”

Principali dati operativi e risultati economico -finanziari I Trim.

2026 2026 2025 var % 2026 2025 var % 1.798 Produzione di idrocarburi mgl di boe/g 1.789 1.668 7 1.793 1.658 8 5,9 Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo gigawatt 6,0 4,5 33 6,0 4,5 33 3.536 Utile operativo proforma adjusted ⁽ᵃ⁾ € milioni 5.375 2.681 100 8.911 6.362 40 2.418 società consolidate 3.516 1.889 86 5.934 4.489 32 1.118 società partecipate rilevanti ⁽ᵇ⁾ 1.859 792 135 2.977 1.873 59 Utile operativo proforma adjusted (per settore) ⁽ᵃ⁾

3.357 E&P 4.769 2.422 97 8.126 5.730 42

327 Global Gas & LNG Portfolio (GGP) e Power 503 387 30 830 860 (3) 351 Transition Businesses 521 262 99 872 598 46 (260) Refining, Chimica e Sites in transformation (40) (193) 79 (300) (527) 43 (239) Corporate, altre attività ed elisioni di consolidamento (378) (197) (617) (299) 2.378 Utile netto ante imposte adjusted ⁽ᵃ⁾ 3.857 2.200 75 6.235 4.949 26 1.302 Utile (perdita) netto adjusted ⁽ᵃ⁾⁽ᶜ⁾ 2.333 1.134 106 3.635 2.546 43 1.071 Utile (perdita) netto ⁽ᶜ⁾ 3.319 543 511 4.390 1.715 156 2.878 Flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo ⁽ᵃ⁾ 4.469 2.775 61 7.347 6.189 19 1.427 Flusso di cassa netto da attività operativa 4.270 3.517 21 5.697 5.902 (3) 1.872 Investimenti organici ⁽ᵈ⁾ 1.838 2.029 (9) 3.710 3.914 (5) 10.848 Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16 11.271 10.198 11 11.271 10.198 11 54.291 Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi 56.930 53.405 7 56.930 53.405 7 15 Gearing ante lease liability ex IFRS 16 proforma ⁽ᵃ⁾ (%) 10 10 (d) Esclude acquisizioni del controllo di business o di quote di minoranza ed altri item non organici, nonché la quota di investimenti di competenza di joint operator sanzionati finanziati da Eni.(a) Per la definizione delle Non-GAAP measure si rinvia alle pagine 19 e successive.

(c) Di competenza azionisti Eni.II Trim. I Sem.

(b) Per le principali JV/collegate vedi "Riconduzione utile operativo proforma adjusted di Gruppo" a pagina 23.

2 Highlight strategici e finanziari I risultati E&P sono stati sostenuti da nuova produzione a elevata redditività e dalla disciplina nei costi , mentre i successi esplorativi e l’ avanzamento dei progetti sostengono le prospettive di crescita • La c rescita della produzione su base omogen ea, al netto dell’effetto prezzo, è stata dell’11% a 1,79 mln di boe/g nel IIQ , quasi invariata su base sequenziale, grazie al l’entrata a regime dei nuovi progetti in Africa Occidentale, nel Golfo d’America, in Norvegia e in Indonesia. Previsione annuale di crescita della produzione a circa il 5%.

• La costituzione della JV con Petronas , Searah , crea un leader regionale nel mercato del GNL del Sud -Est asiatico, con un contributo a ddizionale ai flussi di cassa e alla produzione del IIQ di Eni. La JV accelererà lo sviluppo delle importanti scoperte di Eni nel bacino di Kutei, assicurando una solida e profittevole crescita produttiva fin oltre il 2030.

• Accordo per l’acquisizione di una partecipazione in asset upstream in Argentina a s ostegno delle forniture di gas per lo sviluppo della produzione galleggiante di GNL .

• Raggiunt e le Decision i Final i di Investimento per la Fase 3 del progetto core di Baleine nell’offshore della Costa d’Avorio , per il progetto Greater PAJ nell’offshore dell’Angola, operato dalla JV Azule Energy e per il progetto gas Cronos nell’offshore di Cipro.

• Acquisit o un blocco inesplorato nella Repubblica del Gambia, segnando l’ingresso di Eni in una nuova area geografica.

Business della transizione ben posizionati per consegui re o superare gli obiettivi annuali di redditività e crescita • Enilive e Plenitude hanno realizzato l’EBITDA adjusted di €1,1 mld nel primo semestre ‘26.

• Procedono le attività per il deconsolidamento di Plenitude nel IIIQ ‘26, nella quale Eni manterrà una partecipazione del 65% , perseguendo una struttura patrimoniale più efficiente a sostegno del piano di crescita.

• Enilive ha firmato un accordo per acquisire da Prax un network di 320 stazioni di servizio a marchio OIL!, consolidando la presenza in business della mobilità retail in mercati chiave dell’Europa .

• Assicurato un finanziamento per il business CCUS di Eni da parte di un pool di istituti di credito internazionali.

Nuove iniziative di business per rafforzare il portafoglio di attività • L’accordo con Mercuria per la costituzione di una JV su scala globale nel trading consentirà a Eni di massimizzare il valore lungo l’intera catena di approvvigionamento delle commodity, integrando l’ottimizzazione del portafoglio d i asset fisici con avanzate competenze e know -how di trading.

• Ingresso nella catena del valore dei minerali critici attraverso investimenti diretti in iniziative in Canada e Cile, a sostegno dei p iani Eni di rafforzamento dei business della transizione .

• Costituita una JV con la United Kingdom Atomic Energy Authority per la fornitura di servizi specialistici per il ciclo del combustibile, futuro elemento chiave per il funzionamento di impianti di energia da fusione nucleare su scala industriale.

Utilizzo dell’opzionalità de gli asset per accelerare la generazione di cassa e la crescita • Definito un accordo di partnership di lungo termine per la valorizzazione di un portafoglio upstream su base infrastrutturale. È stato sottoscritto un contratto di partnership con AC Europe II SCSp (entità gestita da Ares Credit Management LLC), che prevede un apporto di capitale di $2 mld da parte dello stesso con incasso atteso nel terzo trimestre. AC Europe II SCSp ha ricevuto commitment letter vincolanti in linea con la prassi di mercato da part e di fondi gestiti da Ares Credit Management LLC e di Pacific Investment Management Company LLC - PIMCO che coprono in aggregato l’intero importo dell’investimento.

• Previsto a breve il completamento della cessione del 10% nel giacimento Baleine.

• Una quota del 10% nei blocchi del Kutei, non conferita nella JV Searah , sarà valorizzata nel corso del 2026 attraverso una distinta operazione di portafoglio.

Accelerazione della riconversione dei principali hub chimici in business della transizione • Costituito un veicolo societario dedicato per la realizzazione di una bioraffineria nel sito di Priolo, che sarà affiancata d a un impianto di riciclo chimico delle plastiche post -consumo basato su tecnologia proprietaria.

• Avviat i i lavori di costruzione presso il polo di Brindisi di un impianto di produzione di batterie litio ferro -fosfato destinate a sistemi di accumulo stazionario dell’energia elettrica a sostegno della generazione da fonti rinnovabili.

Solidi risultati finanziari nel IIQ, sostenuti dalla crescita dei volumi, dalla gestione dei costi e da un favorevole scenario prezzi;

gearing proforma al limite inferiore del l’intervallo obiettivo 10-15% e remunerazione agli azionisti pari a €1,35 m ld Nel IIQ 26 l’EBIT proforma adjusted di Gruppo si è attestato a € 5,38 mld, il doppio rispetto al trimestre di confronto (crescita del 52% su base sequenziale), grazie alla solida performance della E&P, di GGP e dei satelliti della transizione. L’utile netto adjusted è stato pari a € 2,3 mld, più che raddoppiato rispetto allo scorso anno .

• E&P: EBIT proforma adjusted di €4, 77 mld (in aumento del 42% rispetto al IQ ‘26 e del 97% su base annua), grazie al positivo contributo dei maggiori volumi/mix reddituale , alla efficienza ne i costi e ai migliori prezzi di realizzo del greggio , nonostante l’andamento del tass o di cambio EUR vs. USD .

• GGP e Power: EBIT proforma adjusted pari a €0, 50 mld. GGP con un EBIT proforma adjusted di €0,47 mld ha registrato

3 una crescita del 4 6% rispetto al trimestre di confronto, grazie alla continua ottimizzazione del portafoglio di attività e a specifici benefici connessi alle rinegoziazioni e accordi .

• Enilive ha conseguito un EBIT proforma adjusted pari a €0,2 9 mld, più che raddoppiato rispetto al trimestre di confronto, trainato dalla performance del business della bioraffinazione che ha anche beneficiato di un miglioramento dello scenario di mercato. Plenitude ha registrato un EBIT proforma adjusted di €0,2 3 mld, in crescita del 70% rispetto al trimestre di confronto , per la crescita dei volumi nelle rinnovabili e la sospensione degli ammortamenti in relazione al processo di deconsolidamento in corso .

• Refining: EBIT proforma adjusted di €0,0 8 mld, tornando in utile rispetto alla perdita dello scorso anno grazie al miglioramento dei margini di raffinazione, in parte compensato dall’aumento dei costi dei noli e dal restringimento dei differenziali tra i greggi pesanti e leggeri, che ha penalizzato i margini dei cicli complessi. Il business della chimica di Versalis ha evidenziato segnali di miglioramento grazie alle misure di ristrutturazione in corso e alle chiusure di impianti effettuate lo scorso anno, con una perdita in riduzione del 65% a circa €0,0 7 mld, anche a seguito di interruzioni temporanee dell’offerta che hanno sostenuto i margini delle commodity plastiche .

Nel IIQ ’26 il flusso di cassa adjusted prima del capitale circolante è stato pari a €4, 47 mld, finanziando investimenti organici per €1, 84 mld. La remunerazione agli azionisti è stata di €1,35 mld, inclusi l’ultima tranche del dividendo ‘25 (€0,79 mld) e l’avvio del programma di buyback ‘26 (€0,56 mld). L’indebitamento finanziario netto si è attestato a €11,3 mld a fine giugno 2026, con un gearing proforma pari al 10%, al limite inferiore dell’intervallo previsto (10% -15% ).

Outlook 202 6

Miglior ate le pr evisioni sui risultati operativ i e di generazione di cassa , determinando un nuovo aumento del programma di riacquisto di azioni proprie garantendo agli azionisti una significativa partecipazione agli incrementi di redditività In particolare, con riferimento ai settori di attività , il Gruppo prevede per l’esercizio 2026 :

• crescita della produzione oil&gas su base omogenea rivista in rialzo a circa il 5% rispetto al precedente intervallo obiettivo del 3 -4%;

• EBIT proforma adjusted di GGP in rialzo a oltre €1,4 mld, in crescita del 40% rispetto alla previsione iniziale;

• Enilive e Plenitude: EBITDA proforma adjusted di Enilive rivisto al rialzo a €1,3 mld (da €1,1 mld) allo scenario attuale e Plenitude confermato a €1,3 mld;

• capacità rinnovabile installata a fine esercizio pari a 6,5 GW (Plenitude al 100%); capacità di bioraffinazione pari a 2,1 MTPA, cui si aggiungono 1,5 MTPA in costruzione (quota Enilive).

Per i risultati consolidati, rivista al rialzo la previsione annuale di generazione di cassa:

• CFFO adjusted pari a € 15 mld, sulla base di uno scenario aggiornato Brent pari a 85 $/barile, margine di raffinazione SERM di 14 $/barile e prezzo del gas TTF pari a 50 €/MWh, al cambio EUR/USD di 1,1 6, evidenziando un miglioramento di €0,7 mld rispetto alle sensitivity del Gruppo1;

• capex lordi confermati a €7 mld; capex netti rivisti in riduzione rispetto alla precedente guidance inferiori a €5 mld ;

• Gearing proforma atteso al limite inferiore dell’intervallo del 10 -15%. Gearing reported atteso convergere allo stesso livello a fine an no.

Remunerazione degli azionisti prevista in aumento considerando il miglioramento dei risultati di Gruppo :

• previsto in aumento il programma di buyback per il 2026 a €3,4 mld, + 20% rispetto alla precedente previsione del primo trimestre di €2,8 mld, in linea con la politica di distribuzione agli azionisti del 60% de i maggiori risultati rispetto al budget (che prevedeva un cash flow di €11,5 mld) sotto forma di incremento di buyback, fino a un prezzo del Brent pari a 90 $/barile . Il nuovo valore del buyback rappresenta un incremento di oltre il doppio rispetto alla previsione iniziale di €1,5 mld al cash flow di budget ;

• alla luce dello scenario di raffinazione significativamente aggiornato (14 $/bbl vs 6 $/bbl del budget), a condizione che tale livello si mantenga al di sopra del 50% del margine di raffinazione di riferimento (quindi almeno a 9 $/bbl rispetto ai 6$/bbl del budget), nel mese di ottobre si deciderà sull'attivazione del dividendo straordinario, in linea con la politica di remunerazione comunicata al mercato che, in caso di scenari superiori a 90 $/bbl , o con un incremento superiore al 50% dei prezzi del gas o dei margini di raffinazione, prevede che il 100% dell'incremento del CFFO sia distribuito come dividendo straordinario nell'ultimo trimestre e sulla base delle sensitivity unitarie (1 $ SERM = € 0,08 ml d);

• confermata la previsione relativa al dividendo 2026 pari a €1,1 per azione (in aumento del 5% rispetto al 2025) .

1 Le sensitivity di Gruppo sono confermat e a: €0,11 mld e €0,08 mld per ogni variazione di un dollaro del prezzo del Brent e del margine SERM rispettivamente; €0,03 mld per ogni variazione di un €/MWh del prezzo spot del gas europeo .

4 Exploration & Production Produzione e prezzi I Trim.

2026 2026 2025 var % 2026 2025 var % 80,61 Brent dated $/barile 104,52 67,82 54 92,57 71,74 29 1,170 Cambio medio EUR/USD 1,163 1,134 3 1,167 1,093 7 1.798 Produzione di idrocarburi ⁽ᵃ⁾ mgl di boe/g 1.789 1.668 7 1.793 1.658 8 862 Petrolio mgl di barili/g 832 825 1 847 805 5 139 Gas naturale mln di metri cubi/g 142 125 14 140 126 11 55,68 Prezzi medi di realizzo ⁽ᵇ⁾ $/boe 69,79 50,81 37 62,57 52,99 18 72,79 Petrolio $/barile 96,50 62,77 54 84,16 66,17 27 257 Gas naturale $/mgl di metri cubi 298 253 18 277 260 7II Trim. I Sem.

(a) Include nel secondo trimestre 2026 e nel primo semestre 2026, 78 mila boe/giorno, rispettivamente, di produzioni afferenti ad alcuni partner in joint venture oggetto di sanzioni.

(b) I prezzi si riferiscono alle società consolidate.

• Nel secondo trimestre 2026 la produzione di idrocarburi di 1,79 mln di boe/giorno ha registrato un aumento del 7% rispetto al secondo trimestre 2025 ( 1,79 mln di boe/giorno nel primo semestre, + 8% rispetto al semestre 2025) a seguito dell’entrata a regime di giacimenti in Norvegia, Congo e Messico, di avvii in Angola e di un maggiore contributo di Indonesia/Malesia con l’avvio della nuova JV Searah. A questi incrementi si aggiunge la regolarità di marcia della base produttiva. Nel trimestre la crescita su base omogenea e al netto dell’effetto prezzo è stata de ll’11% rispetto al trimestre dello scorso anno .

• La produzione di petrolio è stata di 832 mila barili/giorno, sostanzialmente in linea rispetto al secondo trimestre 2025 (847 mila barili/giorno nel semestre, + 5%) sostenuta dalla crescita organica in Norvegia, Angola , Congo e Messico .

• La produzione di gas naturale è stata di 142 mln di metri cubi/giorno, in aumento del 14% rispetto al secondo trimestre 2025 ( 140 mln di metri cubi/giorno nel semestre, + 11%) per effetto principalmente dell a crescita organica in Norvegia e Congo .

Risultati

I Trim.

2026 (€ milioni) 2026 2025 var % 2026 2025 var % 4.950 Ricavi Upstream 5.861 4.701 25 10.811 10.107 7 3.357 Utile operativo proforma adjusted 4.769 2.422 97 8.126 5.730 42 1.074 di cui: società partecipate rilevanti 1.793 763 .. 2.867 1.841 56 1.851 Utile (perdita) operativo delle società consolidate 1.651 1.495 10 3.502 3.446 2 432 Esclusione special items 1.325 164 1.757 443 2.283 Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate 2.976 1.659 79 5.259 3.889 35 2.398 Utile (perdita) ante imposte adjusted 3.469 1.957 77 5.867 4.413 33 38,3 tax rate (%) 35,2 45,9 36,4 46,2 1.480 Utile (perdita) netto adjusted 2.249 1.059 .. 3.729 2.372 57 53 Costi di ricerca esplorativa: 167 42 .. 220 86 ..

53 costi di prospezioni, studi geologici e geofisici 81 42 93 134 86 56 radiazione di pozzi di insuccesso 86 #DIV/0! 86 1.615 Investimenti tecnici 1.526 1.336 14 3.141 2.775 13II Trim. I Sem.

I Trim.

2026 Società partecipate rilevanti 2026 2025 var % 2026 2025 var % 1.074 Utile operativo adjusted (quota Eni) (€ milioni) 1.793 763 .. 2.867 1.841 56 703 di cui: Vår Energi 1.217 412 .. 1.920 1.009 90 177 Azule Energy 286 218 31 463 450 3 199 Utile netto adjusted 592 167 .. 791 495 60 308 Dividendi 250 330 (24) 558 596 (6) 525 Produzione di idrocarburi (mgl di boe/g) 566 432 31 546 432 26II Trim. I Sem.

• Nel secondo trimestre 2026 Exploration & Production ha conseguito l’utile operativo proforma adjusted di € 4.769 mln, in crescita del 97% rispetto al second o trimestre 2025 grazie a i favorevoli effetti volume/mix, alla disciplina nei costi e a i maggiori prezzi di realizzo del greggio in USD (prezzo del marker Brent + 54%) e del gas (in aumento del 18%) compensat i dall’effetto dell ’apprezzamento dell’ euro nella conversione dei risultati delle controllate estere che hanno il dollaro USA Segment i di business : risultati operativi e finanziari

5 come moneta funzionale (EUR/USD + 3%). Nel semestre 2026 l’utile operativo proforma adjusted di € 8.126 mln è aumentato del 42% rispetto al semestre ’2 5 per gli stessi fenomeni evidenziati nel commento ai risultati del trimestre.

• Nel secondo trimestre 202 6 il settore ha registrato l’utile netto adjusted di € 2.249 mln più che raddoppiato rispetto al secondo trimestre 202 5 ed include un m aggior contributo dei risultati delle JV e collegate. L’utile netto adjusted di € 3.729 mln nel primo semestre 202 6 evidenzia un aumento del 57% rispetto al semestre ’2 5.

• Nel secondo trimestre 202 6 il tax rate si attesta a circa il 35%, in riduzione rispetto al secondo trimestre 2025 (46%) per effetto del più favorevole mix geografico dei profitti .

Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo “Special item” nella sezione Risultati di Gruppo .

Sviluppi strategici

• In aprile , annunciat a una significativa scoperta di gas e condensati in Egitto con il pozzo Denise W 1, nella concessione Temsah nel Mediterraneo orientale. Le stime preliminari indicano circa 56 mld di metri cubi di gas in posto e 130 mln barili di condensati associati. La vicinanza a infrastrutture esistenti consente significative sinergi e nello sviluppo.

• In aprile , annunciata la rilevant e scoperta a gas e condensati con il pozzo Geliga -1 (Eni 82%) nel blocco Ganal, nel bacino del Kutei nell’offshore indonesiano. Le stime preliminari indicano volumi in posto pari a circa 140 mld di metri cubi di gas e 300 mln di barili di condensati , aprendo la possibilità di realizzare un terzo hub produttivo nel prolifico Bacino del Kutei .

A maggio, la scoperta è stata testata con successo, confermando un ’eccellente capacit à produttiva. La vicinanza alle infrastrutture esistenti e in corso offre potenziali sinergie di ottimizzazione dei costi di sviluppo e di time -to-market.

• In aprile , firmato un accordo programmatico con il Ministero degli Idrocarburi del Venezuela e la compagnia di Stato PDVSA per il rilancio delle attività petrolifere partecipate da Eni nel Paese , quali il campo a olio pesante di Junin -5 (Eni 40%) nella Faja dell’Orinoco, nell’ambito delle iniziative definite per il recupero dei crediti vantati da Eni nei confronti di PDVSA relativi alle forniture di gas del giacimento Perla .

• A maggio, approvat a la decisione finale di investimento (FID) per la Fase 3 del progetto Baleine, nell’offshore della Costa d’Avorio , con l’obiettivo di produrre 150 mila barili/giorno di olio e 5,7 m ln di metri cubi/giorno di gas , raddoppiando l’attuale livello produttivo .

• A giugno , firmato un accordo relativo al Blocco esplorativo offshore A1 nella Repubblica del Gambia. L’operazione è in linea con la strategia di diversificazione geografica del portafoglio che comprende sia opportunità in bacini provati ma ancora sotto -esplorati ed emergenti, sia in aree di frontiera a elevat o potenziale.

• A giugno, ottenute tutte le necessarie autorizzazioni regolatorie , è stata costituita Searah, la nuova joint venture paritetica tra Eni e Petronas che combina le attività dei due partner rispettivamente in Indonesia e Malesia, a soli sette mesi dalla firma dell'accordo di investimento. Con un portafoglio di 19 asset di produzione e sviluppo di gas, 14 in Indonesia e 5 in Malesia, Searah part e da una produzione di circa 300 mila boe/giorno. È stata ottenuta una linea di credito revolving da $6 m ld, a supporto dei piani di crescita di Searah che prevedono investimenti per oltre $20 mld nei prossimi cinque anni , finalizzati al lo sviluppo di oltre 3 mld di boe di risorse scoperte e valorizzazione del potenziale esplorativo aggiuntivo , che assicureranno un plateau sostenibile di produzione a lungo termine di 500 kboe/g.

• A giugno , la JV Azule Energy ha raggiunto la decisione finale di investimento (FID) per il progetto offshore Greater PAJ, in Angola. Il progetto prevede lo sviluppo integrato delle risorse di idrocarburi di cinque giacimenti nelle due concessioni adiacenti del Blocco 31 e del Blocco 31/21. L’avvio produttivo è previsto nella prima metà del 2029 attraverso una nuova unità galleggiante di produzione, stoccaggio e scarico (FPSO), con una capacità produttiva di 95 mila barili/giorno di olio e 70 m ln di piedi cubi/giorno di gas .

• A giugno , avviato in partnership con la National Oil Corporation della Libia il progetto Sabratha Compression, per sostenere e incrementare la produzione di gas del giacimento Bahr Essalam . È previsto un increment o della produzione di gas di circa 800 m ln di metri cubi /anno, oltre ai relativi condensati.

• A giugno , firmato con la compagnia di stato dell’Argentina YPF il Sale and Purchase Agreement (SPA) per l’acquisizione di una partecipazione del 32% in tre blocchi upstream (Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva e Las Tacanas). I tre blocchi faranno parte dello sviluppo integrato Argentina LNG, un progetto upstrea m-midstream volto a sfruttare le risorse di gas di Vaca Muerta contribu endo ad alimentare i 12 m ln di tonnellate all’anno (MTPA) di capacità di GNL (attraverso due unità galleggianti da 6 MTPA ciascuna).

• A luglio, raggiunta la Decisione Finale di Investimento (FID) per lo sviluppo del progetto a gas operato di Cronos, situato nel Blocco 6, nell’offshore di Cipro. Con avvio previsto nel 2028 e plateau produttivo atteso in circa 500 mln di piedi cubi/giorno. Il gas trasportato e trattato presso le infrastrutture esistenti di Zohr, in Egitto, sarà liquefatto nell’impianto di GNL di Damietta per l’esportazione verso i mercati internazionali .

• Il processo di vendita dell’interessenza del 25% nel progetto Congo LNG , annunciato nel primo trimestre ’25, non si è concluso a causa del mancato soddisfacimento delle condizioni sospensive .

6 Global Gas & LNG Portfolio e Power Vendite e produzione I Trim.

2026 2026 2025 var % 2026 2025 var % Global Gas & LNG Portfolio 42 Prezzo spot del Gas Italia al PSV €/MWh 47 38 22 44 43 3

40 TTF 46 35 29 43 41 4

2 Spread PSV vs. TTF 1 3 (62) 2 2 Vendite di gas naturale mld di metri cubi 7,67 Italia 5,62 4,49 25 13,29 10,44 27 5,32 Resto d'Europa 4,27 3,86 11 9,59 9,07 6 0,09 Importatori in Italia 0,08 0,28 (71) 0,17 0,50 (66) 5,23 Mercati europei 4,19 3,58 17 9,42 8,57 10 0,91 Resto del Mondo 0,86 0,66 30 1,77 1,62 9 13,90 Totale vendite gas ⁽ᵃ⁾ 10,75 9,01 19 24,65 21,13 17 3,4 Vendite di GNL 2,9 2,8 4 6,3 5,6 13

Power

5,32 Produzione termoelettrica TWh 3,91 4,53 (14) 9,23 9,94 (7)II Trim. I Sem.

(a) Include vendite intercompany.

• Nel secondo trimestre 202 6 le vendite di gas naturale di 10,75 mld di metri cubi sono in aumento del 19% rispetto al periodo di confronto. Le vendite in Italia sono aumentate del 25% rispetto al second o trimestre 2025 , mentre l e vendite nel mercato europeo pari a 4,19 mld di metri cubi sono in aumento del 17% rispetto al periodo di confronto, a seguito delle maggiori vendite all’hub in Benelux , Francia e Germania /Austria. Nel secondo trimestre 2026, le vendite di GNL aumentano del 4% rispetto al periodo di confronto, principalmente grazie alle maggiori forniture dal Congo e dal la Nigeria.

Nel primo semestre 202 6, le vendite di gas naturale ammontano a 24,65 mld di metri cubi, in aumento del 17% rispetto al primo semestre 202 5, principalmente a seguito dei maggior volumi commercializzati in Italia ( +27% vs. primo semestre 2025) e nei mercati Europei, in particolare Benelux e Germania /Austria (+10% vs primo semestre 202 5).

• La produzione termoelettrica è stata pari a 3,91 TWh nel secondo trimestre 202 6, in riduzione del 14% rispetto al periodo di confronto per effetto del m inor tasso di utilizzo degli impianti a seguito di fermate per manutenzioni programmate (9,23 TWh nel primo semestre 202 6, in riduzione del 7% per gli stessi driver del trimestre).

Risultati

I Trim.

2026 (€ milioni) 2026 2025 var % 2026 2025 var % 5.375 Ricavi della gestione caratteristica 4.058 3.444 18 9.433 9.034 4 327 Utile operativo proforma adjusted 503 387 30 830 860 (3)

315 GGP 468 321 46 783 631 24

9 di cui: società partecipate rilevanti 8 9 (11) 17 19 (11) 12 Power 35 66 (47) 47 229 (79) (142) Utile (perdita) operativo delle società consolidate 523 585 (11) 381 1.358 (72) 460 Esclusione special item (28) (207) 432 (517) 318 Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate 495 378 31 813 841 (3) 324 Utile (perdita) ante imposte adjusted 497 382 30 821 852 (4) 204 Utile (perdita) netto adjusted 311 235 32 515 542 (5) 8 Investimenti tecnici 14 25 (44) 22 37 (41)II Trim. I Sem.

• Nel secondo trimestre 202 6 il business Global Gas & LNG Portfolio ha conseguito l’utile operativo proforma adjusted di €468 mln in aumento del 46% rispetto al periodo di confronto beneficiando d elle continue ottimizzazioni del portafoglio di asset e degli specifici benefici connessi alle rinegoziazioni e agli accordi. Nel primo semestre ’2 6 l’utile operativo proforma adjusted di € 783 mln ha riportato un aumento del 24% rispetto al primo semestre ’2 5.

• Nel secondo trimestre 202 6 il business Power ha riportato l’utile operativo proforma adjusted di €35 mln, in riduzione del 47% . Il confronto con lo stesso periodo ‘ 25 è influenzato dalla circostanza che i risultati del 20 25 riflett evano gli effett i di un evento one -off. Nel primo semestre 202 6, l’utile operativo proforma adjusted di € 47 mln, evidenzia un a riduzione di €182 mln rispetto al primo semestre 202 5, per gli stessi driver del trimestre .

Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo “Special item” nella sezione Risultati di Gruppo .

7 Sviluppi strategici • A maggio, firmat i tre accordi di lungo termine per l'acquisto di gas naturale liquefatto in Indonesia da sellers di GNL nell’ambito dei progetti South Hub e North Hub, entrambi operati da Searah, la nuova JV paritetica tra Eni e Petronas. Gli accordi a lungo termine riguard ano volumi di GNL che sar anno fornit i attraverso gli impianti esistenti di Bontang e prevedono un volume complessivo di circa 2 MTPA che contribuiranno a diversificare e rafforzare ulteriormente il portafoglio globale integrato di Eni.

• A giugno , è stata acquistata capacità di rigassificazione presso il terminale di Ravenna pari a 2 mld di metri cubi/anno per una durata di 10 anni.

• A luglio, è stato firmato con Mercuria un accordo per la costituzione di una joint venture per la valorizzazione della catena di fornitura delle commodity energetiche nei mercati globali. La joint venture paritetica opererà in modo indipendente e deconsolidato, attraverso una struttura holding con hub di trading internazionali, garantendo una presenza operativa globale. Le attività includeranno la commercializzazione e il trading di commodity quali olio, biocarburanti, gas, GNL, nonché la gestione delle relative infrastrutture e diritti logistici.

• A luglio, conseguita la decisione finale d’investimento per lo sviluppo del progetto Cronos nell’offshore profondo di Cipro con l’obiettivo di portare sul mercato il primo gas nel 2028. Attraverso la commercializzazione del 50% dei volumi di GNL pari a 1,4 MTPA, Eni incrementerà il portafoglio di volumi contrattualizzati di GNL in linea con l’obiettivo strategico di superare 20 MTPA entro il 2030.

Transition Businesses

Enilive

I Trim.

2026 2026 2025 var % 2026 2025 var %

Enilive

1.515 Spread EU HVO UCO-based vs UCO (CIF) $/ton 1.732 852 103 1.623 777 109 750 Spread US RD ⁽ᵃ⁾ UCO-based vs UCO 1.122 444 153 936 463 102 252 Lavorazioni bio mgl ton 275 274 527 566 (7) 64 Tasso utilizzo impianti di raffinazione bio % 74 74 69 77 4,69 Totale vendite Enilive mln ton 5,24 5,38 (3) 9,93 10,66 (7) 1,89 Vendite rete 2,11 1,97 7 4,00 3,75 7 1,39 di cui: Italia 1,04 1,40 (26) 2,96 2,65 12 2,39 Vendite extrarete 2,47 2,83 (13) 4,86 5,71 (15) 1,65 di cui: Italia 1,74 2,09 (17) 3,39 4,36 (22) 0,41 Altre vendite 0,66 0,58 14 1,07 1,20 (11)II Trim. I Sem.

(a) Renewable Diesel.

• Nel secondo trimestre 202 6 le lavorazion i bio di 0,28 mln di tonnellate , sostanzialmente in linea con il periodo di confronto , riflettono i maggiori volumi lavorati presso l e bioraffineri e di Gela e Chalmette che hanno compensato i minori volumi lavorati presso Venezia a seguito d ella fermata programmata al fine di perfezionare la conversione in bioraffineria .

Nel primo semestre ’2 6 le lavorazioni bio sono in riduzione del 7% rispetto al semestre ’2 5, a seguito della fermata produttiva della bioraffineria di Venezia.

• Nel secondo trimestre 202 6 le vendite rete ammontano a 2,11 mln di tonnellate, in aumento del 7% rispetto al periodo di confronto , supportate dalla performance positiva registrata in Italia. Nel primo semestre 202 6, le vendite rete ammontano a 4 mln di tonnellate, + 7% rispetto al semestre di confronto per gli stessi driver del trimestre.

• Nel secondo trimestre 202 6 le vendite extrarete sono pari a 2,47 mln di tonnellate, in riduzione del 13% rispetto al 202 5 a seguito dell’ottimizzazione del portafoglio in un contesto di mercato competitivo in Italia. In riduzione anche su base semestrale con 4,86 mln di tonnellate, -15% rispetto al semestre di confronto , per gli stessi driver del trimestre.

8 I Trim.

2026 (€ milioni) 2026 2025 var % 2026 2025 var % 4.757 Ricavi della gestione caratteristica 6.917 4.779 45 11.674 9.536 22 217 EBITDA proforma adjusted 375 209 79 592 381 55 138 Utile operativo proforma adjusted 295 129 129 433 224 93 2 di cui: società partecipate rilevanti 28 (9) .. 30 (24) 225 183 Utile (perdita) operativo delle società consolidate 192 53 262 375 174 116 (105) Esclusione (utile) perdita di magazzino 70 61 (35) 42 58 Esclusione special item 5 24 63 32 136 Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate 267 138 93 403 248 63 127 Utile (perdita) ante imposte adjusted 287 126 128 414 213 94 93 Utile (perdita) netto adjusted 208 76 174 301 141 113 165 Flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo 293 176 66 458 325 41 (1.004) Indebitamento netto (438) (1.264) 65 (438) (1.264) 65 63 Investimenti tecnici 56 68 (18) 119 101 18II Trim. I Sem.

• Nel secondo trimestre 2026, il business Enilive ha registrato un utile operativo proforma adjusted di € 295 mln, più che raddoppiato rispetto allo stesso periodo del 202 5 grazie principalmente al business della bioraffinazione sostenuto dal miglioramento dello scenario nonostante la fermata della bioraffineria di Venezia (€433 mln nel primo semestre '26 rispetto a € 224 mln del primo semestre '25, +93%).

• L’EBITDA proforma adjusted di € 375 mln è in aumento del 79% rispetto al secondo trimestre 202 5 (€209 mln). Nel primo semestre ’2 6 l’EBITDA proforma adjusted è stato di € 592 mln, in aumento del 55% rispetto ai € 381 mln del primo semestre ‘2 5.

Per il commento agli special item si rinvia al paragrafo “Special items” nella sezione Risultati di Gruppo .

Sviluppi strategici

• A maggio è stato completato un test con MSC Cruises sull’utilizzo del diesel HVO di Enilive, dimostrandone l’immediata impiegabilità nei motori navali, con prestazioni in linea con i combustibili fossili tradizionali, registrando riduzioni di emissioni.

• A luglio, Enilive, tramite la sua controllata Enilive Deutschland, ha firmato un accordo vincolante con Prax per l’acquisizione del 100% di OIL! Tankstellen, società opera nte nel settore della mobilità in Germania, Danimarca, Austria e Svizzera. Il perfezionamento dell’operazione è soggetto all’approvazione delle autorità competenti. L’acquisizione consentirà a Enilive di ampliare la propria rete europea di circa 320 stazioni di servizio, rafforzando la presenza in mercati strategici.

• A luglio, firmato un accordo con BMW Group per il rifornimento con HVO diesel delle flotte aziendali BMW in Italia.

Plenitude

I Trim.

2026 2026 2025 var % 2026 2025 var %

Plenitude

130 PUN Index GME €/MWh 124 102 22 127 120 6 9,8 Clienti retail/business a fine periodo mln pdf 10,8 10,0 8 10,8 10,0 8 2,27 Vendite retail e business gas a clienti finali mld di metri cubi 0,65 0,68 (5) 2,92 3,07 (5) 5,19 Vendite retail e business energia elettrica a clienti finali terawattora 5,14 4,09 26 10,33 8,99 15 5,9 Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo gigawatt 6,0 4,5 33 6,0 4,5 33 1,8 Produzione di energia da fonti rinnovabili terawattora 2,2 1,5 47 4,0 2,7 48 22,9 Punti di ricarica veicoli elettrici a fine periodo migliaia 23,2 21,8 6 23,2 21,8 6II Trim. I Sem.

• Al 30 giugn o 2026, i clienti retail/business sono pari a 10,8 mln di unità (gas ed energia elettrica), in aumento di 0,8 mln rispetto al 3 0 giugno 2025, beneficiando principalmente dell’acquisizione del portafoglio clienti di Acea Energia .

• Le vendite retail e business gas a clienti finali sono p ari a 0,65 mld di metri cubi nel secondo trimestre 2026, in diminuzione del 5% rispetto al periodo di confronto. Nel primo semestre 202 6 le vendite ammontano a 2,92 mld di metri cubi in calo del 5% vs. primo semestre 2025, principalmente all’estero a seguito della riduzione dei consumi medi .

• Le vendite retail e business energia elettrica a clienti finali sono p ari a 5,14 TWh nel secondo trimestre 2 026, in aumento del 26% rispetto al secondo trimestre 2025 a seguito delle maggiori vendite in Italia . Nel primo semestre 202 6, le vendite di 10,33 TWh (+15%) beneficiano dell’incremento della base clienti nel segmento business in Italia a seguito della

9 sopramenzionata acquisizione di Acea Energia e de ll’incremento dei consumi medi di energia elettrica .

• Al 30 giugno 2026, la capacità installata da fonti rinnovabili è pari a 6 GW, in aumento di 1,5 GW rispetto al 3 0 giugno 2025 e riflette lo sviluppo organico dei progetti in Spagna, Regno Unito , Grecia, Italia e Kazak istan , nonché le acquisizioni in Francia e negli Stati Uniti.

• La produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili è stata pari a 2,2 TWh nel second o trimestre 2026, in aumento del 47% rispetto al second o trimestre 2025 principalmente grazie all’incremento della capacità in Francia e allo sviluppo dei progetti organici in Spagna (4 TWh nel primo semestre ’2 6, in aumento del 48% rispetto al primo semestre ’2 5).

• I punti di ricarica dei veicoli elettrici installati al 3 0 giugno 2026 sono pari a 23,2 mila unità, in aumento del 6% rispetto alle 21,8 mila unità al 3 0 giugno 2025, grazie allo sviluppo della rete , principalmente in Italia, Francia e Germania.

I Trim.

2026 (€ milioni) 2026 2025 var % 2026 2025 var % 3.230 Ricavi della gestione caratteristica 2.075 1.885 10 5.305 5.603 (5) 308 EBITDA proforma adjusted 233 256 (9) 541 614 (12) 213 Utile operativo proforma adjusted 226 133 70 439 374 17 774 Utile (perdita) operativo delle società consolidate 52 30 .. 826 64 ..

(574) Esclusione special item 147 94 (427) 302 200 Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate 199 124 60 399 366 9 204 Utile (perdita) ante imposte adjusted 189 107 77 393 336 17 134 Utile (perdita) netto adjusted 130 68 91 264 223 18 248 Flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo 154 217 (29) 402 580 (31) 2.810 Indebitamento netto ⁽ᵃ⁾ 3.274 2.061 59 3.274 2.061 59 101 Investimenti tecnici 118 196 (40) 219 340 (36)II Trim. I Sem.

(a) Di cui €3,0 mld verso il Gruppo Eni al 30 giugno 2026.

• Nel secondo trimestre 2026, Plenitude ha conseguito un utile operativo proforma adjusted di €226 mln, in aumento del 70% rispetto allo stesso periodo di confronto a seguito dell’aumento dei volumi delle rinnovabili e del la sospensione degli ammortamenti in relazione al processo di deconsolidamento in corso . Nel primo semestre ’26 l’utile operativo proforma adjusted ammonta a €439 mln, in aumento del 17% rispetto a €374 mln nel periodo di confronto.

• Nel secondo trimestre ’2 6, il business ha conseguito un EBITDA proforma adjusted pari a € 233 mln, in riduzione del 9% rispetto al second o trimestre 2025 (nel semestre € 541 mln, -12% rispetto a € 614 mln del periodo di confronto).

Per il commento agli special item si rinvia al paragrafo “Special items” nella sezione Risultati di Gruppo .

Sviluppi strategici

• Ad aprile, Plenitude ha completato l’acquisizione del 100% del capitale sociale di Acea Energia S.p.A. e del 50% del capitale sociale di Umbria Energy S.p.A.

• A maggio, Plenitude, attraverso la sua controllata Plenitude On The Road, ha continuato il piano di sviluppo della rete di ricarica con l’installazione di nuove infrastrutture presso i punti vendita ALDI su tutto il territorio italiano , con l’installazione di punti di ricarica supportati da diverse tecnologie in oltre 100 punti vendita ALDI.

• A giugno, nell’ambito dello sviluppo del progetto fotovoltaico Renopool in Spagna, il più grande parco solare costruito dalla Società a livello mondiale con una capacità installata totale di 330 MW, è stata avviata la produzione del secondo impianto da 200 MW.

• A giugno, Plenitude ha firmato un Power Purchase Agreement della durata di 15 anni con STAT, azienda specializzata nella progettazione e produzione di componenti per il settore automotive. Plenitude realizzerà un nuovo impianto fotovoltaico da 890 KWp che alimenterà gli stabilim enti di STAT.

• A giugno, Plenitude ha avviato in Spagna l’impianto solare di Villarino, con una capacità installata di 220 MW e con una stima di produzione annua superiore a 400 GWh .

• A luglio , Plenitude ha raggiunto la prima produzione di elettricità per uso industriale in Kazak istan dalla centrale a gas da 120 MW. Questo traguardo rappresenta un importante passo avanti nello sviluppo della prima centrale ibrida su larga scala del Kazakistan, che integra produzione da fonte solare, gas e, in futuro, eolica.

10 Refining , Chimica e Sites in transformation Produ zioni e vendite I Trim.

2026 2026 2025 var % 2026 2025 var %

Refining

10,1 Standard Eni Refining Margin (SERM) ⁽ᵃ⁾ $/barile 8,3 4,8 74 9,1 4,3 ..

2,78 Lavorazioni in conto proprio Italia mln ton 3,37 3,73 (10) 6,14 7,07 (13) 2,23 Lavorazioni in conto proprio resto del Mondo 1,73 2,67 (35) 3,96 5,17 (23) 5,01 Totale lavorazioni in conto proprio 5,10 6,40 (20) 10,10 12,24 (17) 66 Tasso utilizzo impianti di raffinazione % 74 84 70 79

Chimica

0,65 Vendite prodotti chimici mln ton 0,61 0,72 (15) 1,26 1,52 (17) 58 Tasso utilizzo impianti % 57 47 21 58 51 14II Trim. I Sem.

(a) A seguito della volatilità e delle dislocazioni del mercato, il margine di raffinazione SERM è stato calcolato tenendo conto di tali fattori. Il margine relativo al primo trimestre 2026 è stato conseguentemente riesposto.

Refining

• Nel secondo trimestre 2026 il margine di raffinazione indicatore Eni (Standard Eni Refining Margin) si è attestato in media a 8,3 $/barile, rispetto a 4,8 $/barile nel secondo trimestre 2025. Tale incremento è dovuto ai più favorevoli crack spread sui distillati medi, dovuti alla indisponibilità di prodotto a seguito delle interruzioni dei flussi dal Medio Oriente e delle fermate degli impianti, in un contesto di chiusura delle raffinerie nel bacino atlantico (9,1 $/barile nel primo semestre 2026, in aumento rispetto a 4,3 $/barile nel primo semestre 2025 ).

• Nel secondo trimestre 2026 le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio in Italia, pari a 3,37 mln di tonnellate, sono in riduzione del 10% rispetto al secondo trimestre 2025, per effetto principalmente dei m inori volumi lavorati presso le raffineri e di Sannazzaro e Milazzo , a seguito d elle fermate per manutenzioni programmate, parzialmente compensati dai maggiori volumi lavorati presso la raffineria di Taranto per la maggiore disponibilità degli impianti . Nel primo semestre, le lavorazioni di 6,14 mln di tonnellate sono diminuite del 13% per effetto degli stessi driver del trimestre. Nel resto del mondo, le lavorazioni sono diminuite del 35% rispetto al secondo trimestre 2025 per effetto di m inori volumi processati a seguito dell’indisponibilità di prodotti a causa della chiusura dello Stretto di Hormuz . Nel primo semestre le lavorazioni sono diminuite del 23% per effetto degli stessi driver del trimestre.

Chimica

• Le vendite di prodotti chimici nel secondo trimestre 2026 sono pari a 0,61 mln di tonnellate, in riduzione del 15% rispetto al periodo di confronto a seguito della minore produzione , in particolare di polimeri, a causa della chiusura dei siti di Brindisi e Priolo in fase di ristrutturazione, e della debole domanda . Nel primo semestre ’2 6 le vendite sono pari a 1,26 mln di tonnellate, -17% rispetto al semestre 202 5.

• I margini sono rimasti deboli in tutti i settori. I prezzi riportati dalle materie prime non hanno recuperato i costi dei fat tori 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. L'unica eccezione è rappresentata dal miglioramento dell o spread del polietilene a seguito della scarsità di prodotto a causa de lle interruzioni dell e forniture provenienti dall’area mediorientale.

Risultati

I Trim.

2026 (€ milioni) 2026 2025 var % 2026 2025 var % 4.112 Ricavi della gestione caratteristica 6.441 4.533 42 10.553 9.465 11 (260) Utile (perdita) operativo proforma adjusted (40) (193) 79 (300) (527) 43 (14) Refining ⁽ᵃ⁾ 80 (9) .. 66 (100) ..

20 di cui: società partecipate rilevanti 3 20 (85) 23 29 (21) (158) Chimica (65) (184) 65 (223) (427) 48 (88) Sites in transformation (55) 0 (143) 0 (173) Utile (perdita) operativo delle società consolidate (129) (843) 85 (302) (1.302) 77 (404) Esclusione (utile) perdita di magazzino (151) 396 (555) 427 297 Esclusione special item 237 234 534 319 (280) Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (43) (213) 80 (323) (556) 42 (259) Utile (perdita) ante imposte adjusted (63) (207) 70 (322) (550) 41 (229) Utile (perdita) netto adjusted (87) (197) 56 (316) (507) 38 158 Investimenti tecnici 282 175 61 440 288 53II Trim. I Sem.

(a)Pereffetto della chiusura della linea diproduzione benzine nelcorso del2026, ilsito diLivorno, attualmente infase diriconversione abioraffineria, èstato riclassificato alsegmento “Sites intrasformation” con efficacia dal 1° gennaio 2026 e riesposizione del risultato del primo trimestre.

11 • Nel secondo trimestre 2026, il business Refining , che include il contributo di ADNOC R&GT , ha conseguito un utile operativo proforma adjusted pari a € 80 mln, in miglioramento rispetto alla perdita di € 9 mln del secondo trimestre 2025, nonostante lo scenario favorevole dei margini di raffinazione sia stato parzialmente compensato dall’aumento dei costi dei noli e dalla riduzione dei differenziali tra greggi pesanti e leggeri, che ha penalizzato i margini nei cicli complessi , nonché dalle minori lavorazioni . Nel primo semestre 2026, il business ha conseguito un utile operativ o proforma adjusted di €66 mln, tornando in utile rispetto alla perdita di €100 mln registrata ne l periodo di confronto .

• Nel secondo trimestre 2026, il business della Chimica gestito da Versalis ha riportato una perdita operativa proforma adjusted pari a € 65 mln, in significativo miglioramento rispetto alla perdita di €184 mln del secondo trimestre 2025, per effetto dei benefici del piano di ristrutturazione e delle chiusure effettuate nell’esercizio precedente, nonché del temporaneo miglioramento dei margini in alcuni segmenti, in particolare nel polietilene, favorito dalle interruzioni nella fornitura di prodotti legate alla crisi in Medio Oriente. Il quadro generale del settore della chimica rimane depresso, a seguito del rapido incremento dei costi delle materie prime petrolifere e dei costi di gestione degli impianti , che non sono stati riflessi nei prezzi di vendita delle plastiche di base a causa della debolezza della domanda e della pressione competitiva esercitata da operatori con strutture di costo più efficienti. Il margine del polietilene è tornato in territorio negativo a luglio , riflettendo il permanere di fondamentali di mercato deboli. Nel primo semestre 2026, la perdita proforma adjusted di € 223 mln, in miglioramento di circa il 50% rispetto alla perdita di € 427 mln nel primo semestre 2025 .

• Nel secondo trimestre 2026, il business Sites in transformation, che gestisce le attività di ristrutturazione, bonifiche/smantellamenti e di preparazione dei siti in vista della successiva fase di investimenti per la riconversione/trasformazione di siti petrolchimici dismessi, tra cui Brindisi e Priolo, ha conseguito un a perdita operativa proforma adjusted di € 55 mln, a causa dei costi sostenuti per la ristrutturazione degli impianti. Nel primo semestre 2026, la perdita proforma adjusted è stata di €143 mln.

Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo “Special items” nella sezione Risultati di Gruppo .

Sviluppi strategici

• A maggio, Eni Industrial Evolution e FIB (gruppo Seri Industrial) hanno raggiunto un’intesa per lo sviluppo di una filiera industriale integrata nel settore delle batterie al litio ferro fosfato. L’iniziativa prevede una piattaforma industriale integrata che comprende la produzione di celle e moduli, l’assemblaggio di sistemi per accumulo stazionario e mobilità elettrica e, in prospettiva, l’attività di riciclo e produzione di materia attiva catodica. Nell’ambito dell’intesa EIE ha acquisito una partecipazione del 30% in una nuova società costituita da FIB (da quest’ultima partecipata al 70%), che sarà dedicata allo sviluppo commerciale del progetto nonché alle attività di approvvigionamento e progettaz ione. A luglio 2026 sono stati avviati presso l’hub di Brindisi i lavori di costruzione di un impianto per la produzione di celle/moduli al litio ferro fosfato destinati principalmente a i sistemi di accumulo utility scale (BESS) presso lo stesso sito .

12 Tra i principali sviluppi della strategia di Gruppo finalizzata a rendere sempre più sostenibile la performance ESG e a creare opportunità di lungo termine nel mercato energetico si evidenzia:

• A maggio , Eni ha finalizzato l’acquisizione della partecipazione dell’11,6% in Nouveau Monde Graphite (“NMG”), società canadese attiva nel settore della grafite naturale e dei materiali avanzati per batterie. L’operazione consente a Eni di entrare nella catena del valore dei minerali critici, in linea con la strategia di diversificazione delle fonti di approvvigionamento e di rafforzamento nel settore dei materiali per batterie in vista del progetto per un sito di produzione di batterie al litio stazionarie a Brindisi.

• A maggio , Eni Rovuma Basin, per conto dei partner dell’Area 4, ha firmato due Memorandum d’Intesa con il Ministero della Salute del Mozambico per il miglioramento delle strutture ospedaliere nelle province di Cabo Delgado e Maputo, contribuendo al rafforzamento del sistema sanitario nazionale e alla promozione di un accesso più equo a servizi sanitari di qualità.

• A maggio , Eni CCUS Holding ha a mpliat o le fonti finanziarie per la propria piattaforma di progetti di Carbon Capture & Storage (CCS) assicurandosi una linea di finanziamento superiore a 500 mln di sterline, concessa da un pool di 13 istituti di credito internazionali.

• A giugno , è stato inaugurato a Ravenna con Hera il Comparto Ambientale dell’area riqualificata di Ca’ Ponticelle che contribuirà a ridurre la strutturale carenza di impianti per la gestione dei rifiuti speciali in Italia e a massimizzare il recupero di materia, riducendo il ricorso alle discariche.

• A giugno, in relazione a progetti in Ghana, è stata firmata una lettera di intenti con l’Agenzia Italiana per la Cooperazione allo Sviluppo con l’intento di identificare e valutare iniziative in aree di cooperazione di comune interesse.

• Nel corso del primo semestre 2026, nell’ambito del Clean Cooking Program, Eni ha ampliato in modo significativo l’accesso a soluzioni di cottura più efficienti in Africa, raggiungendo 1 milione di persone in Mozambico attraverso la distribuzione di oltre 200.000 fornelli e inaugurando a Luanda (Angola) un nuovo centro di produzione. Il programma contribuisce a ridurre il consumo di combustibile, la pressione sulle risorse naturali e a migliorare le condizi oni di salute.

Inoltre, in Angola, Eni ha annunciato l’avvio di un progetto di agricoltura sostenibile e di ripristino degli ecosistemi degradati nella provincia di Moxico , al fine di promuovere pratiche agricole sostenibili e interventi di ricostituzione degli ecosistemi forestali.

• A giugno , è stato firmato un accordo con Fincantieri per la valorizzazione e diffusione della tecnologia proprietaria Clean Sea, un sistema robotico subacqueo avanzato per il monitoraggio degli ecosistemi marini e l’ispezione delle infrastrutture offshore, finalizzato a garantire l’integrità degli asset. Tale tecnologia prevede applicazioni nei progetti offshore e nel Carbon C apture and Storage (CCS) in ambiente marino.

• A giugno, Eni ha annunciato l’avvio del nuovo sistema di calcolo HPC7 (High Performance Computing - HPC) che con una capacità di oltre 861 Pflops/s si posiziona al 6° posto assoluto della nuova classifica mondiale TOP500, secondo supercomputer in Europa, e confermandosi il più potente High Performance Computer al mondo ad uso industriale.

• A giugno , il titolo Eni è stato confermato per il ventesimo anno consecutivo nell’indice FTSE4Good Developed.

• A luglio , Eni e UKAEA (United Kingdom Atomic Energy Authority) hanno costituito RH3OVA , una joint venture che unisce le competenze tecniche e industriali di entrambi i partner per fornire consulenza specialistica e servizi operativi all’industria della fusione.

• A luglio , è stato firmato l’accordo per l’acquisto di una partecipazione del 25% in Black Giant SpA, società cilena di EnergyX, titolare di un progetto di sviluppo del litio nel Cile settentrionale con applicazione di una tecnologia innovativa a minore impatto ambientale rispetto alle tradizionali tecniche di estrazione .

Risultati di sostenibilità e altri sviluppi

13 I Trim.

2026 (€ milioni) 2026 2025 var % 2026 2025 var % 22.962 Ricavi della gestione caratteristica 24.375 18.767 30 47.337 41.332 15 2.173 Utile (perdita) operativo 1.898 1.162 63 4.071 3.490 17 (434) Eliminazione (utile) perdita di magazzino (151) 372 .. (585) 358 ..

679 Esclusione special item ⁽ᵃ⁾ 1.769 355 .. 2.448 641 ..

2.418 Utile (perdita) operativo adjusted 3.516 1.889 86 5.934 4.489 32 1.118 Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti 1.859 792 135 2.977 1.873 59 3.536 Utile operativo proforma adjusted 5.375 2.681 100 8.911 6.362 40

3.357 E&P 4.769 2.422 97 8.126 5.730 42

327 Global Gas & LNG Portfolio (GGP) e Power 503 387 30 830 860 (3) 351 Transition Businesses 521 262 99 872 598 46 (260) Refining, Chimica e Sites in transformation (40) (193) 79 (300) (527) 43 (239) Corporate, altre attività ed elisioni di consolidamento (378) (197) (617) (299) 2.378 Utile (perdita) ante imposte adjusted 3.857 2.200 75 6.235 4.949 26 1.375 Utile (perdita) netto adjusted 2.434 1.175 107 3.809 2.628 45 1.279 Utile (perdita) netto 3.376 561 .. 4.655 1.756 ..

1.071 Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni 3.319 543 .. 4.390 1.715 ..

(278) Eliminazione (utile) perdita di magazzino (120) 256 .. (398) 246 ..

509 Esclusione special item ⁽ᵃ⁾ (866) 335 .. (357) 585 ..

1.302 Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni 2.333 1.134 106 3.635 2.546 43II Trim. I Sem.

(a) Per maggiori informazioni v. tabella "Analisi degli special item".

• Nel secondo trimestre 2026 il Gruppo ha conseguito l’ utile operativo proforma adjusted di €5,38 mld, il doppio rispetto al trimestre di confronto , beneficiando della solida performance dei settori E&P, GGP e dei satelliti della transizione . Tale incremento riflette il miglioramento dei prezzi di realizzo in dollari delle produzioni equity , più elevati margini dei biocarburanti, positivi effetti volume/mix, i benefici del piano di trasformazione della chimica nonché altre efficienze di costo.

• Nel secondo trimestre 2026 l’utile ante imposte adjusted di €3,86 mld aumenta del 75% rispetto al trimestre di confronto in linea con il trend dell’utile operativo adjusted di Gruppo e dei maggiori profitti delle società valutate al patrimonio netto, in parte compensati dall’aumento degli oneri finanziari. Nel primo semestre ’26 il Gruppo ha conseguito un utile ante imposte adjusted di € 6,24 mld, in aumento del 2 6% rispetto al primo semestre ’25.

• Nel secondo trimestre 2026 l’utile netto adjusted di competenza degli azionisti Eni di €2,33 mld, più che raddoppiato rispetto al trimestre 202 5, tenendo conto della riduzione del tax rate adjusted di Gruppo al 37% rispetto al 47%. 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 aliq uote fiscali inferiori alla media . Nel primo semestre ’2 6 l’utile netto adjusted di competenza degli azionisti Eni è pari a € 3,64 mld, in aumento del 43% rispetto al primo semestre ’2 5.

Risultati di Gruppo

14 Posizione finanziaria netta e cash flow operativo I Trim.

2026 (€ milioni) 2026 2025 var. ass. 2026 2025 var. ass.

1.279 Utile (perdita) netto 3.376 561 2.815 4.655 1.756 2.899 Rettifiche per ricondurre l'utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa:

1.636 - ammortamenti e altre componenti non monetarie 140 1.716 (1.576) 1.776 3.558 (1.782) (5) - plusvalenze nette su cessioni di attività (6) 6 (5) (6) 1 1.161 - dividendi, interessi e imposte 1.539 950 589 2.700 2.384 316 (1.785) Variazione del capitale di esercizio 269 1.176 (907) (1.516) 192 (1.708) 290 Dividendi incassati da partecipate 578 512 66 868 879 (11) (855) Imposte pagate (1.196) (1.058) (138) (2.051) (2.230) 179 (294) Interessi (pagati) incassati (436) (334) (102) (730) (631) (99) 1.427 Flusso di cassa netto da attività operativa 4.270 3.517 753 5.697 5.902 (205) (1.967) Investimenti tecnici (2.041) (1.954) (87) (4.008) (3.773) (235) (65) Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda (735) (100) (635) (800) (351) (449) 10 Dismissioni di partecipazioni consolidate, rami d'azienda, attività materiali e immateriali e partecipazioni (281) 83 (364) (271) 84 (355) 15 Altre variazioni relative all'attività di investimento 240 (275) 515 255 (175) 430 (580) Free cash flow 1.453 1.271 182 873 1.687 (814) (839) Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all'attività operativa 9 10 (1) (830) (190) (640) 2.356 Variazione debiti finanziari correnti e non correnti 104 (317) 421 2.460 (1.324) 3.784 (342) Rimborso di passività per beni in leasing (327) (300) (27) (669) (675) 6 (1.075) Flusso di cassa del capitale proprio (1.452) (458) (994) (2.527) 1.564 (4.091) 960 Flusso di cassa netto delle obbligazioni perpetue subordinate ibride e interessi (156) (65) (91) 804 126 678 15 Variazioni area di consolidamento e differenze cambio sulle disponibilità 8 (121) 129 23 (204) 227

495 VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILITA' LIQUIDE ED EQUIVALENTI (361) 20 (381) 134 984 (850)

2.878 Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted 4.469 2.775 1.694 7.347 6.189 1.158 I Trim.

2026 (€ milioni) 2026 2025 var. ass. 2026 2025 var. ass.

(580) Free cash flow 1.453 1.271 182 873 1.687 (814) (342) Rimborso di passività per beni in leasing (327) (300) (27) (669) (675) 6 Debiti e crediti finanziari società acquisite (9) (9) (9) (9) Debiti e crediti finanziari società disinvestite (238) (238) (238) (238) (284) Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni 307 (312) 619 23 (725) 748 (1.075) Flusso di cassa del capitale proprio (1.452) (458) (994) (2.527) 1.564 (4.091) 960 Flusso di cassa netto delle obbligazioni perpetue subordinate ibride e interessi (156) (65) (91) 804 126 678 (1.321) VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO ANTE PASSIVITA' PER LEASING (422) 136 (558) (1.743) 1.977 (3.720) 342 Rimborsi lease liability 327 300 27 669 675 (6) (269) Accensioni del periodo e altre variazioni (141) 193 (334) (410) 70 (480) (1.248) VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO POST PASSIVITA' PER LEASING (236) 629 (865) (1.484) 2.722 (4.206)II Trim.

II Trim. I Sem.

I Sem.

Il flusso di cassa netto da attività operativa del primo semestre 2026 pari a € 5.697 mln, include € 868 mln di dividendi distribuiti dalle partecipate. L’ammontare dei crediti commerciali ceduti pro -soluto nell’ambito degli accordi di factoring con istituzioni finanziarie è stato superiore di circa € 0,2 mld rispetto alla manovra del quarto trimestre 2025, 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 € 7.347 mln nel primo semestre 2026 (€4.469 mln nel secondo trimestre 202 6), 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 ;

• lo stanziamento di un provent o per un conguaglio post fusione e altre rettifiche minori .

15

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.

I Trim.

2026 (€ milioni) 2026 2025 var. ass. 2026 2025 var. ass.

1.427 Flusso di cassa netto da attività operativa 4.270 3.517 753 5.697 5.902 (205) 1.785 Variazione del capitale di esercizio (269) (1.176) 907 1.516 (192) 1.708 195 Esclusione derivati su commodity (123) (28) (95) 72 (279) 351 (434) Esclusione (utile) perdita di magazzino (151) 372 (523) (585) 358 (943) 2.973 Flusso di cassa netto ante variazione circolante a costi di rimpiazzo 3.727 2.685 1.042 6.700 5.789 911 (95) (Proventi) oneri straordinari e altre variazioni 742 90 652 647 400 247 2.878 Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted 4.469 2.775 1.694 7.347 6.189 1.158II Trim. I Sem.

I capex organici di €3,7 mld nel primo semestre 2026 registrano una riduzione del 5% rispetto al primo semestre 2025 ed escludono la quota di capex rimborsata o che sarà o ggetto 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. I capex organici escludono inoltre la quota di investimenti di competenza di joint operator sanzionati, ai quali Eni è subentrato nei diritti e nelle obbligazioni quali il finanziamento dei costi di sviluppo .

L’incremento nel primo semestre 2026 dell’indebitamento finanziario netto ante IFRS 16 è pari a circa € 1,74 mld. I principali movimenti in entrata sono i l flusso di cassa netto da attività operativa adjusted di € 7,35 mld e l’emissione di un bond ibrido pari a € 0,99 mld. Tali flussi hanno finanziato i capex organici di € 3,71 mld, i fabbisogni del circolante (€1,52 mld), il pagamento dei dividendi agli azionisti Eni e l’acquisto di azioni proprie di € 2,53 mld (€ 1,6 mld di pagamento dividend o e €0,9 mld relativi al riacquisto di azioni) , le acquisizioni di imprese consolidate e altre attività di portafoglio (€1 mld) , il pagamento delle rate di leasing e delle cedole dei bond ibridi (€ 0,85 mld) .

Eni, a seguito dell’autorizzazione dell’Assemblea degli Azionisti del 6 maggio 2026, ha avviato il programma 2026 di acquisto di azioni proprie, con scadenza aprile 2027 . Alla data del 17 luglio 2026, sono state acquistate circa 39 mln di azioni con un esborso di € 860 mln.

16 Stato patrimoniale riclassificato (€ milioni)31 Dic. 2025 30 Giu. 2026 Var. ass.

Capitale immobilizzato

Immobili, impianti e macchinari 50.536 49.165 (1.371) Diritto di utilizzo beni in leasing 5.184 4.948 (236) Attività immateriali 6.022 1.532 (4.490) Rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo 1.187 1.655 468 Partecipazioni 14.484 19.170 4.686 Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa 974 997 23 Debiti netti relativi all’attività di investimento (1.337) (1.372) (35) 77.050 76.095 (955) Capitale di esercizio netto Rimanenze 5.143 6.407 1.264 Crediti commerciali 8.986 9.044 58 Debiti commerciali (13.901) (14.863) (962) Attività (passività) tributarie nette 1.506 757 (749) Fondi per rischi e oneri (14.580) (13.887) 693 Altre attività (passività) d’esercizio (1.572) (1.183) 389 (14.418) (13.725) 693 Fondi per benefici ai dipendenti (596) (559) 37 Discontinued operations e attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili 5.979 11.831 5.852

CAPITALE INVESTITO NETTO 68.015 73.642 5.627

Patrimonio netto degli azionisti Eni 47.940 52.001 4.061 Interessenze di terzi 4.847 4.929 82 Patrimonio netto 52.787 56.930 4.143 Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16 9.528 11.271 1.743 Passività per beni leasing 5.700 5.441 (259) Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16 15.228 16.712 1.484

COPERTURE 68.015 73.642 5.627

Gearing ante lease liability ex IFRS 16 0,15 0,17 Gearing post lease liability ex IFRS 16 0,22 0,23

Al 3 0 giugno 2026 il capitale immobilizzato (€76,1 mld) è diminuito di circa €1 mld rispetto al 31 dicembre 202 5 principalmente per effetto della riclassifica a discontinued operations del gruppo Plenitude a seguito dell’annunciat a operazione di riassetto partecipativo e nuova governance che comporterà la cessione del controllo . Tale variazione è stata parzialmente compensata dall’effetto netto della rilevazione iniziale della partecipazione nella nuova JV Searah, superiore a i valori contabili degli asset conferiti alla joint venture a fronte dell’acquisizione di una partecipazion e del 50%. Gli investimenti del periodo sono stati compensati dagli ammortamenti/svalutazioni . Le differenze cambio hanno segno posi tivo di € 1,7 mld (al 3 0 giugno 2026, cambio puntuale EUR/USD pari a 1,139 rispetto al cambio di 1,176 al 31 dicembre 202 5, -3%), comportando un aumento del valore in euro dei book value delle attività denominate in dollari .

Il capitale di esercizio netto si attesta a circa € 13,7 mld. L’incremento del valore delle rimanenze, determinato dall’applicazione del costo medio ponderato degli approvvigionamenti in uno scenario di più elevati prezzi delle commodity e la variazione del fondo rischi ed oneri, sono stati parzialmente compensati dall’aumento dei debiti commerciali.

Le discontinued operations e attività destinate alla vendita includono oltre a Plenitude (€9,6 mld), altri asset del settore upstream (€2,2 mld). Per effetto della cessazione del processo di disinvestimento , la partecipazione del 25% nel progetto Congo LNG, precedentemente rilevata tra le attività destinate alla vendita, è stata riclassificata tra le attività in uso continuativo. A seguito di tale variazione, l’asset è stato riesposto al valore di libro originario alla data di riclassifica , rilevando una ripresa di valore netta di circa € 0,29 mld.

Il patrimonio netto degli azionisti Eni (€52 mld) è aumentato di €4,1 mld rispetto al 31 dicembre 202 5 per effetto dell'utile netto del periodo (€4,4 mld), differenze cambio positive (€1,5 mld), parzialmente compensate dalla remunerazione degli azionisti di circa €2,4 mld (distribuzione dividend i e riacquisto di azioni proprie).

Le interessenze di terzi di €4,9 mld al 3 0 giugno 2026 includono: i) la partecipazione di minoranza d el socio KKR nel capitale sociale di Enilive (€ 0,8 mld) e la partecipazione di minoranza del fondo EIP e Ares in Plenitude (€1,9 mld); ii) il bond ibrido perpetuo subordinato emesso da una controllata nel 2024 (€ 1,7 mld) classificato a patrimonio netto in considerazione del

17 diritto incondizionato del Gruppo di evitare il trasferimento di attività finanziarie agli obbligazionisti.

L’indebitamento finanziario netto2 ante lease liability al 3 0 giugn o 2026 è pari a € 11,3 mld, in aumento di circa € 1,7 mld rispetto al 31 dicembre 202 5. Il gearing 3 – rapporto tra indebitamento finanziario netto e capitale investito netto, entrambi ante lease liabilities – si attesta al 17% al 3 0 giugn o 2026; ovvero 10% 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 € 2.448 mln nel primo semestre 2026 ( €1.769 mln nel secondo trimestre 2026 ) con il seguente breakdown per settore:

• E&P: oneri netti di € 1.757 mln nel primo semestre 2026 (oneri netti di € 1.325 mln nel secondo trimestre 202 6) relativi principalmente a svalutazioni di proprietà oil&gas per effetto della revisione delle priorità nell’allocazione degli investimenti dalle fasi future di recupero del potenziale residuo di giacimenti maturi a beneficio del lo sviluppo dei progetti core del portafoglio, coerentemente con la strategia, nonché per effetto della revisione delle riserve (€1.203 mln e €1.104 mln nel semestre e nel secondo trimestre 2026 rispettivamente) ; svalutazione di crediti (€92 mln) e oneri ambientali (€15 mln e €16 mln rispettivamente nel primo semestre ’26 e nel secondo trimestre 2026);

• GGP e Power: oneri netti di € 432 mln nel primo semestre 2026 (proventi netti di €28 mln nel secondo trimestre 2026) rappresentati principalmente dalla componente valutativa dei derivati su commodity privi dei requisiti per l’hedge accounting o per i quali non è prevista la own use exemption (onere di €314 mln e provento di €95 mln rispettivamente nel primo semestre e nel secondo trimestre 2026) , La riclassificazione del saldo posi tivo di € 152 mln nel primo semestre 2026 (€65 mln nel secondo trimestre 2026) 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 ;

• Transition Businesses : proventi netti per € 364 mln (oneri netti di €152 mln nel secondo trimestre 2026) relativi principalmente alla componente valutativa dei derivati su commodity privi dei requisiti per l’hedge accounting (un provento di €409 mln e un onere di €136 mln rispettivamente nel primo semestre e nel secondo trimestre 2026 );

• Refining , Chimica e Sites in t ransformation : oneri netti di € 534 mln (€237 mln nel secondo trimestre 2026) relativi principalmente al write -down degli investimenti di compliance e stay -in-business relativi a CGU con flussi di cassa attesi negativi nel business Refining (€162 mln e € 94 mln rispettivamente nel primo semestre e nel secondo trimestre 2026) , e alla componente valutativa dei derivati su commodity privi dei requisiti per l’hedge accounting (€178 mln e € 15 mln rispettivamente nel primo semestre e nel secondo trimestre 2026) , nonché accantonamenti ambientali di €90 mln (€66 mln nel secondo trimestre 2026) .

2 Informazioni sulla composizione dell’indebitamento finanziario netto sono fornite a pag. 2 5.

3 In questo comunicato stampa apposite note esplicative illustrano contenuto e significato degli indicatori alternativi di perf ormance in linea con gli Orientamenti dell’ESMA sugli Indicatori Alternativi di Performance (Orientamenti ESMA/2015/1415) pubblica ti in data 5 ottobre 2015. Per la definizione di questi indicatori alternativi di performance v. sezione Indicatori Alternati vi di Performance alle pag. 19 e seguenti del presente comunicato stampa.

18 Altre informazioni, criteri di presentazione e disclaimer Il presente comunicato stampa sui risultati consolidati d i Eni relativi al second o trimestre e al primo semestre 2026 (non sottopost i a revisione contabile) 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 per formance finanziarie e operative della Compagnia rivolta al mercato e agli investitori in linea con il comportamento dei principali peer che pubblicano un rep orting trimestrale.

Le informazioni economiche sono fornite con riferimento al secondo trimestre e primo semestre 202 6 e ai relativi comparative period (secondo trimestre e primo semestre 202 5 e primo trimestre 202 6). I flussi di cassa sono presentati con riferimento agli stessi periodi. Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 30 giugno 202 6 e al 31 dicembre 202 5. Le informazioni economiche, patrimoniali e finanziarie, laddove non diversamente indicato, sono state redatte conformemente ai criteri di rilevazione e valutazione stabiliti dagli Internati onal Financial Reporting Standard (IFRS), emanati dall’Internatio nal 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 rilevazi one e valutazione adottati nella preparazione dei risultati del primo trimestre 2026 sono gli stessi adottati nella redazione della Relazione Finanziaria Annuale 202 5 alla quale si rinvia. La relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 202 6 redatta ai sensi dell’art. 154 -ter del TUF soggetta a limited review sarà pubblicata nella prima settimana d’agosto.

A seguito della decisione del Consiglio di Amministrazione di Eni di riorganizzare la struttura azionaria della controllata P lenitude, ai fini del deconsolidamento della società e delle sue controllate, a partire dal primo trimestre 2026 , Plenitude è stata contabilizzata come discontinued operation ai sensi dell’IFRS 5 nel bilancio consolidato d i Gruppo, in quanto rappresenta una linea di business rilevante. Ciò comporta che i risultati di Plenitude, al netto delle elisioni delle operazioni infragruppo, siano rappresentati in un’unica voce del conto economico con solidato d i Gruppo e separatamente dai risultati delle continui ng operations . Poiché, alla data del 3 0 giugno 2026, Plenitude continua a d essere integralmente consolidata, le elisioni infragruppo continuano ad applicarsi; di conseguenza, i risultati sia delle continuing operati ons, sia delle discontinued operations non sono necessariamente rappresentativi dei risultati che le singole entità avrebbero conseguito su base stand ‑alone. Analoghe considerazioni si applicano alla predisposizione del rendiconto finanziario consolidato d i Gruppo. I periodi comparativi sono stati pertanto coerentemente riesposti. Nella situazione patrimoniale e finanziaria, la contabilizzazione di Plenitude non differisce da quella delle attività destinate alla vendita. I risultati de lle discontinued operations di Plenitude e delle controllate sono determinati assumendo che, a partire dal mese di marzo 2026, non maturino più ammortamenti.

Le misure finanziarie non ‑GAAP riportate nel presente comunicato stampa relative ai risultati di Plenitude rappresentano in continuità con i precedenti reporting period una vista standalone; per la rappresentazione di Plenitude come discontinued operations si rinvia allo schema di conto econom ico a pag 27 .

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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 de ttagli 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 scri tture contabili.

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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 del le 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 a nche significativa rispetto a quelli annunciati in relazione a una moltep licità 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’off erta 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 e conomico 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 ne llo 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 esog ene 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’indebita mento finanziario netto del trimestre non possono essere estrapolati su base annuale.

Contatti societari

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Registro Imprese di Roma, c.f. 00484960588 Tel.: +39 0659821 - Fax: +39 0659822141

Il presente comunicato relativo ai risultati consolidati del secondo trimestre e del primo semestre 202 6 (non sottoposti a revisione contabile) è disponibile sul sito internet Eni all’indirizzo eni.com.

19 Il management valuta le performance underlying dei settori di business sulla base di misure di risultato non previste dagli I FRS (“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 plusvalenz e 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 ex emption” 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 de lla valutazione a equity delle partecipazioni in joint venture e imp rese collegate per la quota riferibile ai suddetti oneri e proventi (after tax). Inoltre, è oggetto di esclusione il cosiddet to profit/loss on stock dato dalla differenza tra il costo corrente delle quantità vendute e quello determinato sulla base del criterio cont abile IFRS del costo medio ponderato per la valutazione delle giacenze di fine periodo. Il profit (loss) on stock non è rilevato n ei 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, assicura ndo una migliore comparabilità dei risultati nel tempo, avuto riguardo alla presenza di fenomeni non ricorrenti, e, agli analisti f inanziari, 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 adottar e 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 afferen ti 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’indebitame nto finanziario netto. Ai fini della determinazione dei risultati adjusted dei settori, sono classificati nell’utile operativo gli effetti economici relativi agli strumenti finanziari derivati attivat i per la gestione del rischio connesso all’esposizione dei margini industriali e dei debiti e crediti commerciali in valuta ai mov imenti 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 applica ta convenzionalmente l’aliquota statutory delle società italiane. Gli oneri/proventi finanzi ari 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 cass a non strumentali all’attività operativa.

Pertanto, restano inclusi nell’utile netto adjusted di settore gli oneri/proventi finanziari correlati con gli asset finanzia ri operati dal settore, in particolare i proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa e gli oneri fin anziari 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’appl icazione 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 operaz ioni 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 d i oneri/proventi connessi alla valutazione o alla dismissione d i 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 nel l’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 com e 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 re porting period futuri. Analogamente sono classificati come special items gli effetti valutativi relativi ad attività/passività impiegate in una relazione di natural h edge 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 eve nti o da operazioni non ricorrenti sono evidenziate, quando significative, distintamente nei commenti del ma nagement e nell’informativa finanziaria.

Gearing

Il gearing è calcolato come rapporto tra l’indebitamento finanziario netto e il capitale investito netto e misura quanta part e del capitale investito netto è finanziata con il ricorso ai mezzi di terzi. Il gearing ex -IFRS 16 è calcolato al netto delle lease liabilit y e right -of-use assets al numeratore e al denominatore , rispettivamente .

Su base proforma il gearing è calcolato al netto delle operazioni di portafoglio.

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 m agazzino 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 no n ammessi alla “own use exemption ”, la quota inefficace dei derivati di copertura nonché gli effetti dei derivati le cui sottostanti transazioni fisiche sono att ese 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 dis ponibilità liquide tra inizio e fine periodo dello schema di rendiconto finanziario obbligatorio, e la variazione dell’indebitament o 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 va riazione 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 prop rie/app orti di capitale), nonché gli effetti sulle disponibilità liquide ed equivalenti delle variazioni dell’area di consolidamento e delle differenze cambio da conversi one; (ii) sulla variazione dell’indebitamento finanziario netto di periodo, dopo che sono sta ti 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, de lle attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico, nonché dei crediti finanziari non strumentali all’at tività operativa. Assumono la qualificazione di strumentali all’attività operativa le attività finanziarie funzionali allo svolgimento delle operations. Indicatori alternativi di performance (Non -GAAP measures)

20 Riconciliazione risultati Non -GAAP vs. risultati GAAP

(€ milioni)

II trimestre 2026

Plenitude

Elisioni

infragruppo

TOTALE

Utile (perdita) operativo 1.651 523 192 52 (129) (313) (78) 1.898 (52) (669) (721) 1.177 Esclusione (utile) perdita di magazzino 70 (151) (70) (151) (151) Esclusione special item:

oneri ambientali 16 31 66 (10) 103 103 svalutazioni (riprese di valore) nette 1.104 6 108 69 1.287 1.287 accantonamenti a fondo rischi 11 1 1 6 19 19 oneri per incentivazione all'esodo 6 1 6 3 16 (1) (1) 15 derivati su commodity (179) (95) (23) 159 15 (123) (159) 156 (3) (126) differenze e derivati su cambi (4) 65 (2) 11 70 70 altro 371 2 (8) (13) 30 15 397 13 13 410 Special item dell'utile (perdita) operativo 1.325 (28) 5 147 237 83 1.769 (147) 156 9 1.778 Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (a) 2.976 495 267 199 (43) (230) (148) 3.516 (199) (513) (712) 2.804 Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b) 1.793 8 28 27 3 1.859 (27) (27) 1.832 Utile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b) 4.769 503 295 226 (40) (230) (148) 5.375 (226) (513) (739) 4.636 Oneri finanziari e dividendi delle società consolidate (d) (99) (5) (6) (11) 2 (144) (263) 11 (3) 8 (255) Oneri finanziari e dividendi delle società partecipate rilevanti (e) (235) 2 (2) (20) (14) (269) 20 20 (249) Imposte sul reddito delle società partecipate rilevanti (f) (966) (3) (6) (11) (986) 6 6 (980) Utile (perdita) netto adjusted delle società partecipate rilevanti (g)=(b)+(e)+(f) 592 7 26 1 (22) 604 (1) (1) 603 Utile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g) 3.469 497 287 189 (63) (374) (148) 3.857 (189) (516) (705) 3.152 Imposte sul reddito (i) (1.220) (186) (79) (59) (24) 101 44 (1.423) 59 (5) 54 (1.369) Tax rate (%) 36,9 43,4 Utile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i) 2.249 311 208 130 (87) (273) (104) 2.434 (130) (521) (651) 1.783

di cui:

- utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi 101 (196) (95)

- utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni 2.333 (455) 1.878 Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni 3.319 (492) 2.827 Esclusione (utile) perdita di magazzino (120) (120) Esclusione special item (866) 37 (829) Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni 2.333 (455) 1.878Effetto eliminazione

utili interni

GRUPPOEsclusione discontinued

operations

CONTINUING

OPERATIONSExploration &

Production

Global Gas & LNG Portfolio e Power

Enilive

Plenitude

Refining, Chimica e Sites in transformation Corporate e Altre

attività

(€ milioni)

II trimestre 2025

Plenitude

Elisioni

infragruppo

TOTALE

Utile (perdita) operativo 1.495 585 53 30 (843) (261) 103 1.162 (30) (652) (682) 480 Esclusione (utile) perdita di magazzino 61 396 (85) 372 372 Esclusione special item:

oneri ambientali (recupero costi da terzi) 6 102 55 163 163 svalutazioni (riprese di valore) nette 214 6 99 4 323 323 plusvalenze nette su cessione di asset (3) (3) (6) (6) accantonamenti a fondo rischi 16 1 17 17 oneri per incentivazione all'esodo 4 4 5 13 13 derivati su commodity (27) (99) 1 84 13 (28) (84) 83 (1) (29) differenze e derivati su cambi (9) (196) 6 1 (198) (198) altro (15) 88 11 10 (3) (20) 71 (10) (10) 61 Special item dell'utile (perdita) operativo 164 (207) 24 94 234 46 355 (94) 83 (11) 344 Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (a) 1.659 378 138 124 (213) (215) 18 1.889 (124) (569) (693) 1.196 Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b) 763 9 (9) 9 20 792 (9) (9) 783 Utile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b) 2.422 387 129 133 (193) (215) 18 2.681 (133) (569) (702) 1.979 Oneri finanziari e dividendi delle società consolidate (d) 131 (4) (2) (10) (5) 32 142 10 47 57 199 Oneri finanziari e dividendi delle società partecipate rilevanti (e) (192) 2 (1) (15) (21) (227) 15 15 (212) Imposte sul reddito delle società partecipate rilevanti (f) (404) (3) (1) 12 (396) 1 1 (395) Utile (perdita) netto adjusted delle società partecipate rilevanti (g)=(b)+(e)+(f) 167 8 (10) (7) 11 169 7 7 176 Utile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g) 1.957 382 126 107 (207) (183) 18 2.200 (107) (522) (629) 1.571 Imposte sul reddito (i) (898) (147) (50) (39) 10 103 (4) (1.025) 39 (2) 37 (988) Tax rate (%) 46,6 Utile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i) 1.059 235 76 68 (197) (80) 14 1.175 (68) (524) (592) 583

di cui:

- utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi 41 (60) (19)

- utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni 1.134 (532) 602 Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni 543 (545) (2) Esclusione (utile) perdita di magazzino 256 256 Esclusione special item 335 13 348 Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni 1.134 (532) 602Effetto eliminazione

utili interni

GRUPPOEsclusione discontinued

operations

CONTINUING

OPERATIONSExploration &

Production

Global Gas & LNG Portfolio e Power

Enilive

Plenitude

Refining, Chimica e Sites in transformation Corporate e Altre

attività

21

(€ milioni)

I semestre 2026

Plenitude

Elisioni

infragruppo

TOTALE

Utile (perdita) operativo 3.502 381 375 826 (302) (615) (96) 4.071 (826) (1.363) (2.189) 1.882 Esclusione (utile) perdita di magazzino (35) (555) 5 (585) (585) Esclusione special item:

oneri ambientali 15 48 90 (10) 143 143 svalutazioni (riprese di valore) nette 1.203 11 187 73 1.474 1.474 plusvalenze nette su cessione di asset (5) (5) (5) accantonamenti a fondo rischi 11 1 1 6 19 19 oneri per incentivazione all'esodo 9 1 1 2 12 7 32 (2) (2) 30 derivati su commodity (11) 314 14 (423) 178 72 423 (425) (2) 70 differenze e derivati su cambi 27 152 (2) 16 193 193 altro 508 (35) (10) (6) 50 13 520 6 6 526 Special item dell'utile (perdita) operativo 1.757 432 63 (427) 534 89 2.448 427 (425) 22.450 Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (a) 5.259 813 403 399 (323) (526) (91) 5.934 (399) (1.788) (2.187) 3.747 Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b) 2.867 17 30 40 23 2.977 (40) (40) 2.937 Utile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b) 8.126 830 433 439 (300) (526) (91) 8.911 (439) (1.788) (2.227) 6.684 Oneri finanziari e dividendi delle società consolidate (d) (183) (9) (14) (2) 5 (321) (524) 2 (12) (10) (534) Oneri finanziari e dividendi delle società partecipate rilevanti (e) (449) 6 (5) (39) (31) (518) 39 39 (479) Imposte sul reddito delle società partecipate rilevanti (f) (1.627) (6) (5) 4 (1.634) 5 5##### Utile (perdita) netto adjusted delle società partecipate rilevanti (g)=(b)+(e)+(f) 791 17 25 (4) (4) 825 4 4 829 Utile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g) 5.867 821 414 393 (322) (847) (91) 6.235 (393) (1.800) (2.193) 4.042 Imposte sul reddito (i) (2.138) (306) (113) (129) 6 224 30 (2.426) 129 (11) 118 ##### Tax rate (%) 38,9 57,1 Utile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i) 3.729 515 301 264 (316) (623) (61) 3.809 (264) (1.811) (2.075) 1.734

di cui:

- utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi 174 (626) (452)

- utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni 3.635 (1.449) 2.186 Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni 4.390 (1.367) 3.023 Esclusione (utile) perdita di magazzino (398) (398) Esclusione special item (357) (82) (439) Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni 3.635 (1.449) 2.186Exploration &

Production

Global Gas & LNG Portfolio e Power

Enilive

Refining, Chimica e Sites in transformation Corporate e Altre

attività

CONTINUING

OPERATIONSGRUPPOEffetto eliminazione

utili interniPlenitudeEsclusione discontinued

operations

(€ milioni)

I semestre 2025

Plenitude

Elisioni

infragruppo

TOTALE

Utile (perdita) operativo 3.446 1.358 174 64 (1.302) (539) 289 3.490 (64) (2.375) (2.439) 1.051 Esclusione (utile) perdita di magazzino 42 427 (111) 358 358 Esclusione special item:

oneri ambientali (recupero costi da terzi) (2) 22 117 55 192 192 svalutazioni (riprese di valore) nette 469 5 159 8 641 641 plusvalenze nette su cessione di asset (3) (3) (6) (6) accantonamenti a fondo rischi 16 1 17 17 oneri per incentivazione all'esodo 9 1 7 17 34 34 derivati su commodity (19) (342) 1 292 15 (53) (292) 290 (2) (55) differenze e derivati su cambi 15 (297) (1) 3 1 (279) (279) altro (26) 122 4 10 5 (20) 95 (10) (10) 85 Special item dell'utile (perdita) operativo 443 (517) 32 302 319 62 641 (302) 290 (12) 629 Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (a) 3.889 841 248 366 (556) (477) 178 4.489 (366) (2.085) (2.451) 2.038 Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b) 1.841 19 (24) 8 29 1.873 (8) (8) 1.865 Utile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b) 5.730 860 224 374 (527) (477) 178 6.362 (374) (2.085) (2.459) 3.903 Oneri finanziari e dividendi delle società consolidate (d) 29 (9) (8) (13) (5) (16) (22) 13 71 84 62 Oneri finanziari e dividendi delle società partecipate rilevanti (e) (322) 5 (3) (24) (41) (385) 24 24 (361) Imposte sul reddito delle società partecipate rilevanti (f) (1.024) (4) (1) 23 (1.006) 1 1(1.005) Utile (perdita) netto adjusted delle società partecipate rilevanti (g)=(b)+(e)+(f) 495 20 (27) (17) 11 482 17 17 499 Utile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g) 4.413 852 213 336 (550) (493) 178 4.949 (336) (2.014) (2.350) 2.599 Imposte sul reddito (i) (2.041) (310) (72) (113) 43 222 (50) (2.321) 113 (7) 106 (2.215) Tax rate (%) 46,9 Utile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i) 2.372 542 141 223 (507) (271) 128 2.628 (223) (2.021) (2.244) 384

di cui:

- utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi 82 (187) (105)

- utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni 2.546 (2.057) 489 Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni 1.715 (2.121) (406) Esclusione (utile) perdita di magazzino 246 246 Esclusione special item 585 64 649 Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni 2.546 (2.057) 489Exploration &

Production

Global Gas & LNG Portfolio e Power

Enilive

Refining, Chimica e Sites in transformation Corporate e Altre

attività

CONTINUING

OPERATIONSGRUPPOEffetto eliminazione

utili interniPlenitudeEsclusione discontinued

operations

22

(€ milioni)

I Trimestre 2026

Plenitude

Elisioni

infragruppo

TOTALE

Utile (perdita) operativo 1.851 (142) 183 774 (173) (302) (18) 2.173 (774) (694) (1.468) 705 Esclusione (utile) perdita di magazzino (105) (404) 75 (434) (434) Esclusione special item:

oneri ambientali (1) 17 24 40 40 svalutazioni (riprese di valore) nette 99 5 79 4 187 187 plusvalenze nette su cessione di asset (5) (5) (5) accantonamenti a fondo rischi oneri per incentivazione all'esodo 3 1 1 1 6 4 16 (1) (1) 15 derivati su commodity 168 409 37 (582) 163 195 582 (581) 1 196 differenze e derivati su cambi 31 87 5 123 123 altro 137 (37) (2) 7 20 (2) 123 (7) (7) 116 Special item dell'utile (perdita) operativo 432 460 58 (574) 297 6 679 574 (581) (7) 672 Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (a) 2.283 318 136 200 (280) (296) 57 2.418 (200) (1.275) (1.475) 943 Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b) 1.074 9 2 13 20 1.118 (13) (13) 1.105 Utile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b) 3.357 327 138 213 (260) (296) 57 3.536 (213) (1.275) (1.488) 2.048 Oneri finanziari e dividendi delle società consolidate (d) (84) (4) (8) 9 3 (177) (261) (9) (9) (18) (279) Oneri finanziari e dividendi delle società partecipate rilevanti (e) (214) 4 (3) (19) (17) (249) 19 19 (230) Imposte sul reddito delle società partecipate rilevanti (f) (661) (3) 1 15 (648) (1) (1) (649) Utile (perdita) netto adjusted delle società partecipate rilevanti (g)=(b)+(e)+(f) 199 10 (1) (5) 18 221 5 5 226 Utile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g) 2.398 324 127 204 (259) (473) 57 2.378 (204) (1.284) (1.488) 890 Imposte sul reddito (i) (918) (120) (34) (70) 30 123 (14) (1.003) 70 (6) 64 (939) Tax rate (%) 42,2 Utile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i) 1.480 204 93 134 (229) (350) 43 1.375 (134) (1.290) (1.424) (49)

di cui:

- utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi 73 (430) (357)

- utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni 1.302 (994) 308 Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni 1.071 (875) 196 Esclusione (utile) perdita di magazzino (278) (278) Esclusione special item 509 (119) 390 Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni 1.302 (994) 308Exploration &

Production

Global Gas & LNG Portfolio e Power

Enilive

Refining, Chimica e Sites in transformation Corporate e Altre

attività

CONTINUING

OPERATIONSGRUPPOEffetto eliminazione utili

interniPlenitudeEsclusione discontinued

operations

Analisi degli special item

I Trim.

2026 (€ milioni) 2026 2025 2026 2025 40 Oneri ambientali 103 163 143 192 187 Svalutazioni (riprese di valore) nette 1.287 323 1.474 641 (5) Plusvalenze nette su cessione di asset (6) (5) (6) Accantonamenti a fondo rischi 19 17 19 17 16 Oneri per incentivazione all'esodo 16 13 32 34 195 Derivati su commodity (123) (28) 72 (53) 123 Differenze e derivati su cambi 70 (198) 193 (279) 123 Altro 397 71 520 95 679 Special item dell'utile (perdita) operativo 1.769 355 2.448 641 (126) Oneri (proventi) finanziari (75) 190 (201) 269

di cui:

(123) - riclassifica delle differenze e derivati su cambi nell'utile (perdita) operativo (70) 198 (193) 279 (52) Oneri (proventi) su partecipazioni (2.384) (122) (2.436) (154)

di cui:

- plusvalenza netta su business combination (2.088) (2.088) (105) Imposte sul reddito (146) (75) (251) (140) 396 Totale special item dell'utile (perdita) netto (836) 348 (440) 616

di competenza:

509 - azionisti Eni (866) 335 (357) 585 (113) - interessenze di terzi 30 13 (83) 31II Trim. I Sem.

23 Riconduzione utile operativo proforma adjusted di Gruppo I Trim.

2026(€ milioni)2026 2025 var % 2026 2025 var % 2.283 Utile operativo adjusted E&P 2.976 1.659 79 5.259 3.889 35 1.074 Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti 1.793 763 .. 2.867 1.841 56 3.357 Utile operativo proforma adjusted E&P 4.769 2.422 97 8.126 5.730 42 318 Utile operativo adjusted GGP e Power 495 378 31 813 841 (3) 9 Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti 8 9 (11) 17 19 (11) 327 Utile operativo proforma adjusted GGP e Power 503 387 30 830 860 (3) 336 Utile operativo adjusted Transition Businesses 466 262 78 802 614 31 15 Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti 55 .. 70 (16) ..

351 Utile operativo proforma adjusted Transition Businesses 521 262 99 872 598 46 (280) Utile operativo adjusted Refining, Chimica e Sites in transformation (43) (213) 80 (323) (556) 42 20 Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti 3 20 (85) 23 29 (21) (260) Utile operativo proforma adjusted Refining, Chimica e Sites in transformation (40) (193) 79 (300) (527) 43 (296) Utile operativo adjusted altri settori (230) (215) (7) (526) (477) (10) 57 Effetto eliminazione utili interni (148) 18 .. (91) 178 ..

3.536 Utile operativo proforma adjusted di Gruppo ⁽ᵃ⁾ 5.375 2.681 .. 8.911 6.362 40II Trim. I Sem.

(a) Le principali partecipazioni rilevanti sono Vår Energi, Azule Energy, Ithaca, Searah, Mozambique Rovuma Venture, Neptune Algeria, SeaCorridor, Adnoc R&GT e St. Bernard Renewables Llc.

Riconciliazione GAAP vs Non -GAAP del conto economico

2026

Risultati

reported

Profit on

stock

Special

items

Riclassifica

oneri

finanziariRisultati

adjusted

(€ milioni)Risultati

reported

Profit on

stock

Special

items

Riclassifica

oneri

finanziariRisultati

adjusted

1.898 (151) 1.699 70 3.516 Utile operativo 4.071 (585) 2.255 193 5.934 (191) (5) (70) (266) Proventi/oneri finanziari (379) (8) (193) (580) 2.991 (2.384) 607 Proventi/oneri da partecipazioni 3.317 (2.436) 881 (1.322) 45 (146) (1.423) Imposte sul reddito (2.354) 179 (251) (2.426) 3.376 (106) (836) 2.434 Utile netto 4.655 (406) (440) 3.809 57 14 30 101 - Interessenze di terzi 265 (8) (83) 174 3.319 (120) (866) 2.333 Utile netto di competenza azionisti Eni 4.390 (398) (357) 3.635I Sem. II Trimestre

2025

Risultati

reported

Profit on

stock

Special

items

Riclassifica

oneri

finanziariRisultati

adjusted

(€ milioni)Risultati

reported

Profit on

stock

Special

items

Riclassifica

oneri

finanziariRisultati

adjusted

1.162 372 553 (198) 1.889 Utile operativo 3.490 358 920 (279) 4.489 (161) (8) 198 29 Proventi/oneri finanziari (410) (10) 279 (141) 404 (122) 282 Proventi/oneri da partecipazioni 755 (154) 601 (844) (106) (75) (1.025) Imposte sul reddito (2.079) (102) (140) (2.321) 561 266 348 1.175 Utile netto 1.756 256 616 2.628 18 10 13 41 - Interessenze di terzi 41 10 31 82 543 256 335 1.134Utile netto di competenza azionisti Eni1.715 246 585 2.546I Sem. II Trimestre

24

2026

(€ milioni)Risultati

reported

Profit on

stock

Special

items

Riclassifica

oneri

finanziariRisultati

adjusted

Utile operativo 2.173 (434) 556 123 2.418 Proventi/oneri finanziari (188) (3) (123) (314) Proventi/oneri da partecipazioni 326 (52) 274 Imposte sul reddito (1.032) 134 (105) (1.003) Utile netto 1.279 (300) 396 1.375

- Interessenze di terzi 208 (22) (113) 73 Utile netto di competenza azionisti Eni 1.071 (278) 509 1.302I Trim.

Ricavi della gestione caratteristica I Trim.

2026(€ milioni)2026 2025 var % 2026 2025 var % 13.738 Exploration & Production 16.579 11.881 40 30.317 24.942 22 5.375 Global Gas & LNG Portfolio e Power 4.058 3.444 18 9.433 9.034 4 4.757 Enilive 6.917 4.779 45 11.674 9.536 22 4.112 Refining, Chimica e Sites in transformation 6.441 4.533 42 10.553 9.465 11 456 Corporate e altre attività 476 510 (7) 932 979 (5) (8.696) Elisioni di consolidamento (12.157) (8.253) (47) (20.853) (18.204) (15) 19.742 22.314 16.894 32 42.056 35.752 18II Trim. I Sem.

Costi operativi

I Trim.

2026(€ milioni) 2026 2025 var % 2026 2025 var % 16.123 Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi 17.806 14.086 26 33.929 30.054 13 50 Svalutazioni (riprese di valore) nette di crediti commerciali e altri crediti 51 36 42 101 73 38 823 Costo lavoro 759 753 1 1.582 1.554 2 15 di cui: incentivi per esodi agevolati e altro 15 13 15 30 34 (12) 16.996 18.616 14.875 25 35.612 31.681 12II Trim. I Sem.

Ammortamenti, svalutazioni, riprese di valore e radiazioni I Trim.

2026(€ milioni)2026 2025 var % 2026 2025 var % 1.433 Exploration & Production 1.514 1.501 1 2.947 3.065 (4) 48 Global Gas & LNG Portfolio e Power 42 66 (36) 90 132 (32) 73 Enilive 76 75 1 149 145 3 35 Refining, Chimica e Sites in transformation 38 37 3 73 75 (3) 39 Corporate e altre attività 40 39 3 79 77 3 (9) Effetto eliminazione utili interni (8) (8) - (17) (16) (6) 1.619 Ammortamenti 1.702 1.710 - 3.321 3.478 (5) 187Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing1.287 323 .. 1.474 641 ..

1.806 Ammortamenti, svalutazioni e riprese di valore 2.989 2.033 47 4.795 4.119 16 6 Radiazioni 113 (11) .. 119 (14) ..

1.812 3.102 2.022 53 4.914 4.105 20I Sem. II Trim.

Proventi (oneri) su partecipazioni Analisi delle principali voci del conto economico – continuing

operations

25

(€ milioni)

I semestre 2026Exploration & ProductionGlobal Gas &

LNG Portfolio

e PowerEniliveRefining, Chimica e Sites in

transformationCorporate e

altre attivitàGruppo

Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto 1.060 16 47 88 (39) 1.172 Dividendi 36 3 1 20 60 Altri proventi (oneri) netti 2.088 1 (3) 2.086 3.184 17 50 89 (22) 3.318

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 terz i. 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.

(€ milioni)31 Dic. 2025 30 Giu. 2026 Var. ass.

Debiti finanziari e obbligazionari 28.464 31.522 3.058

- Debiti finanziari a breve termine 8.363 7.722 (641)

- Debiti finanziari a lungo termine 20.101 23.800 3.699 Disponibilità liquide ed equivalenti (8.100) (8.365) (265) Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico (6.991) (6.723) 268 Crediti finanziari non strumentali all’attività operativa (3.845) (5.163) (1.318) Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16 9.528 11.271 1.743 Passività per beni in leasing 5.700 5.441 (259) Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16 15.228 16.712 1.484 Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi 52.787 56.930 4.143 Gearing ante lease liability ex IFRS 16 0,15 0,17 Gearing post lease liability ex IFRS 16 0,22 0,23

Gearing e indebitamento finanziario netto

26

STATO PATRIMONIALE Schemi di bilancio IFRS

27

(€ milioni)

30 Giu. 2026 31 Dic. 2025

ATTIVITÀ

Attività correnti

Disponibilità liquide ed equivalenti 8.365 8.100 Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico 6.723 6.991 Altre attività finanziarie 5.034 3.710 Crediti commerciali e altri crediti 12.407 12.436 Rimanenze 6.407 5.143 Attività per imposte sul reddito 820 539 Altre attività 3.413 3.943

43.169 40.862

Attività non correnti Immobili, impianti e macchinari 49.165 50.536 Diritto di utilizzo beni in leasing 4.948 5.184 Attività immateriali 1.532 6.022 Rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo 1.655 1.187 Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto 17.743 13.155 Altre partecipazioni 1.427 1.329 Altre attività finanziarie 1.126 1.109 Attività per imposte anticipate 6.084 6.716 Attività per imposte sul reddito 125 125 Altre attività 1.498 2.839

85.303 88.202

Discontinued operations e attività destinate alla vendita 18.533 8.005

TOTALE ATTIVITÀ 147.005 137.069

PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO

Passività correnti

Passività finanziarie a breve termine 5.334 4.929 Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine 2.388 3.434 Quota a breve di passività per beni in leasing a lungo termine 1.083 1.263 Debiti commerciali e altri debiti 19.979 20.261 Passività per imposte sul reddito 420 343 Altre passività 5.798 4.039

35.002 34.269

Passività non correnti Passività finanziarie a lungo termine 23.827 20.139 Passività per beni in leasing a lungo termine 4.358 4.437 Fondi per rischi e oneri 13.887 14.580 Fondi per benefici ai dipendenti 559 596 Passività per imposte differite 4.222 4.805 Passività per imposte sul reddito 25 40 Altre passività 1.493 3.390

48.371 47.987

Passività direttamente associabili a discontinued operations e ad attività destinate alla

vendita6.702 2.026

TOTALE PASSIVITÀ 90.075 84.282

Capitale sociale 4.005 4.005 Utili relativi a esercizi precedenti 33.364 33.209 Riserve per differenze cambio da conversione 3.470 1.936 Altre riserve e strumenti rappresentativi di capitale 8.634 8.964 Azioni proprie (1.862) (2.782) Utile (perdita) netto 4.390 2.608 Totale patrimonio netto di Eni 52.001 47.940 Interessenze di terzi 4.929 4.847

TOTALE PATRIMONIO NETTO 56.930 52.787

TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO 147.005 137.069

28

CONTO ECONOMICO

I Trim.

2026 (€ milioni) 2026 2025 2026 2025

CONTINUING OPERATIONS

19.742 Ricavi della gestione caratteristica 22.314 16.894 42.056 35.752 319 Altri ricavi e proventi 354 321 673 649 20.061 Totale ricavi 22.668 17.215 42.729 36.401 (16.123) Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi (17.806) (14.086) (33.929) (30.054) (50) Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti (51) (36) (101) (73) (823) Costo lavoro (759) (753) (1.582) (1.554) (548) Altri proventi (oneri) operativi 227 162 (321) 436 (1.619) Ammortamenti (1.702) (1.710) (3.321) (3.478) (187) Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo di beni in leasing (1.287) (323) (1.474) (641) (6) Radiazioni (113) 11 (119) 14

705 UTILE (PERDITA) OPERATIVO 1.177 480 1.882 1.051

1.482 Proventi finanziari 1.735 3.111 3.217 5.359 (1.641) Oneri finanziari (2.066) (3.267) (3.707) (5.729) 13 Proventi (oneri) netti su attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico 82 54 95 111 (52) Strumenti finanziari derivati 61 (3) 9 (70)

(198) PROVENTI (ONERI) FINANZIARI (188) (105) (386) (329)

283 Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto 889 311 1.172 669 40 Altri proventi (oneri) su partecipazioni 2.106 101 2.146 106

323 PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI 2.995 412 3.318 775

830 UTILE (PERDITA) ANTE IMPOSTE 3.984 787 4.814 1.497

(805) Imposte sul reddito (1.312) (832) (2.117) (2.056) 25 Utile (perdita) netto - continuing operations 2.672 (45) 2.697 (559)

DISCONTINUED OPERATIONS

1.254 Utile (perdita) netto - discontinued operations 704 606 1.958 2.315

TOTALE GRUPPO

1.279 Utile (perdita) netto 3.376 561 4.655 1.756

di competenza:

1.071 - azionisti Eni 3.319 543 4.390 1.715 196 - continuing operations 2.827 (2) 3.023 (406) 875 - discontinued operations 492 545 1.367 2.121 208 - interessenze di terzi 57 18 265 41 (171) - continuing operations (155) (43) (326) (153) 379 - discontinued operations 212 61 591 194 Utile (perdita) per azione sull'utile netto di competenza degli azionisti Eni (€ per azione) 0,34 - semplice 1,11 0,16 1,45 0,52 0,34 - diluito 1,09 0,16 1,42 0,52 Utile (perdita) per azione sull'utile netto - continuing operations di competenza degli azionisti Eni (€ per azione) 0,04 - semplice 0,94 (0,02) 0,98 (0,17) 0,04 - diluito 0,92 (0,02) 0,97 (0,17) Numero medio ponderato di azioni in circolazione (milioni) 2.945,5 - semplice 2.934,6 3.049,7 2.940,0 3.056,2 3.008,8 - diluito 3.000,2 3.112,3 3.005,6 3.118,8 II Trim. I Sem.

I risultati delle “discontinued operations” si riferiscono a Plenitude e alle società da questa controllate. I risultati dell e continuing operations e delle discontinued operations non sono rappresentativi delle due entità su base standalone poiché al 30 giugno 2026 il gruppo Plenitude rimane consolidato a tutti gli effetti con eliminazione delle transazioni intercompany e dei relativi margini interni. Questo comporta che considerati i significativi volumi di gas ceduti dalle continuing operation s a Plenitude l’eliminazione delle partite intercompany riduce il margine del settore cedente a beneficio di quello acquirente.

29 PROSPETTO DELL’UTILE (PERDITA) COMPLESSIVO

(€ milioni) 2026 2025 2026 2025 Utile (perdita) netto del periodo 3.376 561 4.655 1.756 Componenti non riclassificabili a conto economico 9 3 10 5 Quota di pertinenza delle “Altre componenti dell’utile (perdita) complessivo” delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto1 Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI 9 3 9 5

Effetto fiscale

Componenti riclassificabili a conto economico 883 (3.833) 1.213 (5.519) Differenze di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro 448 (3.974) 1.600 (6.063) Variazione fair value strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge 485 151 (482) 732 Quota di pertinenza delle “Altre componenti dell’utile (perdita) complessivo” delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto96 35 (56) 24 Effetto fiscale (146) (45) 151 (212) Totale altre componenti dell'utile (perdita) complessivo 892 (3.830) 1.223 (5.514) Totale utile (perdita) complessivo del periodo 4.268 (3.269) 5.878 (3.758)

di competenza:

- azionisti Eni 4.182 (3.123) 5.528 (3.549)

- continuing operations 3.665 (3.624) 4.104 (5.600)

- discontinued operations 517 501 1.424 2.051

- interessenze di terzi 86 (146) 350 (209)

- continuing operations (138) (201) (266) (395)

- discontinued operations 224 55 616 186I Sem. II Trim.

30 PRO SPETTO DELLE VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO

(€ milioni)

Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 1° gennaio 2025 55.648 Totale utile (perdita) complessivo (3.758) Dividendi distribuiti agli azionisti Eni (1.528) Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate (63) Acquisto di azioni proprie (660) Emissione di obbligazioni ibride 1.500 Riacquisto di obbligazioni ibride perpetue (1.251) Cedole obbligazioni subordinate perpetue (105) Imposte su cessione Enilive e Plenitude (26) Imposte su cedole e costi bond ibrido 10 Operazione Plenitude - cessione EIP 209 Opzione put su Plenitude (139) Operazione Enilive - cessione KKR 3.569 Altre variazioni (1) Totale variazioni (2.243) Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 30 giugno 2025 53.405

di competenza:

- azionisti Eni 49.738

- interessenze di terzi 3.667 Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 1° gennaio 2026 52.787 Totale utile (perdita) complessivo 5.878 Dividendi distribuiti agli azionisti Eni (1.558) Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate (153) Acquisto di azioni proprie (880) Emissione di obbligazioni ibride 1.000 Cedole obbligazioni subordinate perpetue e Enimarine (184) Imposte su cedole e costi bond ibrido 37 Altre variazioni 3 Totale variazioni 4.143 Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 30 giugno 2026 56.930

di competenza:

- azionisti Eni 52.001

- interessenze di terzi 4.929

31 RENDICONTO FINANZIARIO

I Trim.

2026(€ milioni)2026 2025 2026 2025 25 Utile (perdita) netto - continuing operations 2.672 (45) 2.697 (559) 1.254 Utile (perdita) netto - discontinued operations 704 606 1.958 2.315 1.279 Utile (perdita) netto 3.376 561 4.655 1.756 Rettifiche per ricondurre l'utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa:

1.696 Ammortamenti 1.702 1.823 3.398 3.696 187 Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing1.287 323 1.474 641 6 Radiazioni 114 (10) 120 (13) (276) Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto (882) (303) (1.158) (649) (5) Plusvalenze nette su cessioni di attività (6) (5) (6) (43) Dividendi (17) (100) (60) (100) (102) Interessi attivi (121) (94) (223) (202) 274 Interessi passivi 355 300 629 607 1.032 Imposte sul reddito 1.322 844 2.354 2.079 (13) Altre variazioni (2.064) (103) (2.077) (125) (1.785) Flusso di cassa del capitale di esercizio 269 1.176 (1.516) 192 (529) - rimanenze (1.200) (38) (1.729) 401 (3.893) - crediti commerciali 2.660 2.868 (1.233) 2.655 3.236 - debiti commerciali (1.442) (1.545) 1.794 (2.437) (353) - fondi per rischi e oneri (70) (276) (423) (439) (246) - altre attività e passività 321 167 75 12 36 Variazione fondo per benefici ai dipendenti (17) (14) 19 8 290 Dividendi incassati 578 512 868 879 38 Interessi incassati 49 52 87 117 (332) Interessi pagati (485) (386) (817) (748) (855) Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati (1.196) (1.058) (2.051) (2.230) 1.427 Flusso di cassa netto da attività operativa 4.270 3.517 5.697 5.902 (2.093) Flusso di cassa degli investimenti (2.981) (2.433) (5.074) (4.535) (2.364) - attività materiali (2.114) (2.021) (4.478) (3.707) (69) - attività immateriali (94) (125) (163) (258)

- imprese consolidate e rami d’azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti acquisite (499) (499) (65) - partecipazioni (236) (100) (301) (351) (25) - titoli e crediti finanziari strumentali all'attività operativa (8) (23) (33) (35) 430 - variazione debiti relativi all’attività di investimento (30) (164) 400 (184) 86 Flusso di cassa dei disinvestimenti 164 187 250 320 10 - attività materiali 2 65 12 66

- imprese consolidate e rami d’azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti cedute 38 38

- partecipazioni 27 18 27 18 1 - titoli e crediti finanziari strumentali all'attività operativa 42 4 43 16 75 - variazione crediti relativi all’attività di disinvestimento 55 100 130 220 (839) Variazione netta titoli e crediti finanziari non strumentali all'attività operativa 9 10 (830) (190) (2.846) Flusso di cassa netto da attività di investimento (2.808) (2.236) (5.654) (4.405)I Sem. II Trim.

32 RENDICONTO FINANZIARIO (segue)

I Trim.

2026(€ milioni) 2026 2025 2026 2025 2.295 Assunzione di debiti finanziari a lungo termine 2.821 2.223 5.116 3.721 (1.729) Rimborsi di debiti finanziari a lungo termine (1.177) (1.985) (2.906) (4.803) (342) Rimborso di passività per beni in leasing (327) (300) (669) (675) 1.790 Incremento (decremento) di debiti finanziari a breve termine (1.540) (555) 250 (242) (766) Dividendi pagati ad azionisti Eni (786) (759) (1.552) (1.524) (20) Dividendi pagati ad altri azionisti (106) (20) (126) (33) Apporti netti di capitale da azionisti terzi 709 Cessione (acquisto) di quote di partecipazioni in società consolidate 601 3.069 (289) Acquisto di azioni proprie (560) (280) (849) (666) 988 Emissioni (rimborsi) di obbligazioni ibride perpetue 988 231 Altri apporti 9 (28) Pagamenti di cedole relative ad obbligazioni ibride perpetue (156) (65) (184) (105) 1.899 Flusso di cassa netto da attività di finanziamento (1.831) (1.140) 68 (309) 15 Effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti 8 (121) 23 (204) 495 Variazione netta delle disponibilità liquide ed equivalenti (361) 20 134 984 8.421 Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio periodo 8.916 9.147 8.421 8.183 8.916 Disponibilità liquide ed equivalenti a fine periodo 8.555 9.167 8.555 9.167I Sem. II Trim.

Investimenti tecnici

I Trim.

2026 (€ milioni) 2026 2025 var % 2026 2025 var % 1.615 Exploration & Production 1.526 1.336 14 3.141 2.775 13 168 di cui: - ricerca esplorativa 97 79 23 265 166 60 1.442 - sviluppo di idrocarburi 1.418 1.241 14 2.860 2.586 11 8 Global Gas & LNG Portfolio e Power 14 25 (44) 22 37 (41)

- Global Gas & LNG Portfolio 2 9 2 9 (78) 8 - Power 12 16 (25) 20 28 (29) 164 Transition Businesses 174 264 (34) 338 441 63 - Enilive 56 68 (18) 119 101 18 101 - Plenitude 118 196 (40) 219 340 158 Refining, Chimica e Sites in transformation 282 175 61 440 288 53 137 - Refining 247 132 87 384 206 86 17 - Chimica 27 43 (37) 44 82 (46) 4 - Sites in transformation 8 12 34 Corporate e altre attività 44 153 (71) 78 253 (69) (12) Elisioni di consolidamento 1 1 (11) (21) 48 1.967 Investimenti tecnici ⁽ᵃ⁾ 2.041 1.954 4 4.008 3.773 6II Trim. I Sem.

(a)Icosti capitalizzati perl’acquisto diimpianti emacchinari icuifornitori hanno concesso dilazioni dipagamento che hanno comportato laclassificazione deldebito come finanziario sono rilevati nelle altre variazioni del rendiconto finanziario riclassificato enon sono riportati nella tabella (€289 mln e€327 mln nelsecondo trimestre 2026 e2025, rispettivamente, €561 mln e€753 mln nelprimo semestre 2026 enelprimo semestre 2025, rispettivamente, e €272 mln nel primo trimestre 2026).

Nel primo semestre 2026 gli investimenti tecnici di € 4.008 mln evidenziano un incremento del 6% rispetto al periodo di confronto (€ 3.773 mln nel primo semestre 2025), in particolare:

• nel settore Exploration & Production gli investimenti (€ 3.141 mln) sono principalmente legati allo sviluppo di giacimenti di idrocarburi in particolare in Libia , Congo, Egitto, Indonesia, Italia , Emirati Arabi Uniti, Algeria e Iraq ;

• nel settore Transition Businesses, gli investimenti Plenitude (€ 219 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 i nvestimenti Enilive (€ 119 mln) sono relativi principalmente ai progetti di bioraffinazione (EcofiningTM a Venezia e catalizzatori a Gela) alla commercializzazione in Italia e all’estero ;

• nel settore Refining, Chimica e Sites in t ransformation sono relativi principalmente all’attività di raffinazione in Italia (€ 384 mln) in particolare alla conversione in bioraffineria del sito di Livorno, ad attività di mantenimento e stay -in-business e al business della chimica (€ 44 mln) per iniziative di economia circolare e asset integrity;

• gli investimenti nel settore Corporate e altre attività sono principalmente relativi alle attività di CCUS e ai progetti di agribusiness (€ 13 mln) .

33 Exploration & Productio n

PRODUZIONE DI IDROCARBURI PER AREA GEOGRAFICA

I Trim.

2026 2026 2025 2026 2025 62 Italia (mgl di boe/giorno) 57 65 59 69 321 Resto d'Europa 300 243 311 240 534 Africa Settentrionale 529 515 531 521 396 Africa Sub-Sahariana 404 336 400 329 344 Asia 342 369 343 371 141 America 157 132 149 124

- Australia e Oceania - 8 - 4 1.798 Produzione di idrocarburi ⁽ᵃ⁾⁽ᵇ⁾⁽ᶜ⁾⁽ᵈ⁾ 1.789 1.668 1.793 1.658 525 - di cui società in Joint Venture e collegate 566 432 546 432 141 Produzione venduta ⁽ᵃ⁾ (mln di boe) 145 136 286 269

PRODUZIONE DI PETROLIO E CONDENSATI PER AREA GEOGRAFICA

I Trim.

2026 2026 2025 2026 2025 26 Italia (mgl di barili/giorno) 23 26 25 26 203 Resto d'Europa 185 150 194 145 171 Africa Settentrionale 176 173 173 171 192 Africa Sub-Sahariana 185 194 189 188 194 Asia 174 214 184 214 76 America 89 68 82 61

- Australia e Oceania - - - -

862 Produzione di petrolio e condensati 832 825 847 805 296 - di cui società in Joint Venture e collegate 282 238 289 233

PRODUZIONE DI GAS NATURALE PER AREA GEOGRAFICA

I Trim.

2026 2026 2025 2026 2025 5 Italia (mln di metri cubi/giorno) 5 6 5 6 18 Resto d'Europa 17 14 17 14 54 Africa Settentrionale 52 51 53 52 30 Africa Sub-Sahariana 33 21 31 21 22 Asia 25 23 24 23 10 America 10 9 10 9

- Australia e Oceania - 1 - 1 139 Produzione di gas naturale 142 125 140 126 34 - di cui società in Joint Venture e collegate 42 29 38 29 II Trim. I Sem.

II Trim. I Sem.

II Trim. I Sem.

(a) Include la quota Eni della produzione delle società collegate e joint venture valutate con il metodo del patrimonio netto.

(b)Comprende laproduzione diidrocarburi utilizzata come autoconsumo (150 e133 mila boe/giorno nelsecondo trimestre 2026 e2025, rispettivamente, 160 e132 mila boe/giorno nell'primo semestre 2026 e 2025, rispettivamente e 170 mila boe/giorno nel primo trimestre 2026).

(c) Include nel secondo trimestre 2026 e nel primo semestre 2026, 78 mila boe/giorno, rispettivamente, di produzioni afferenti ad alcuni partner in joint venture oggetto di sanzioni.

(d)Dal2026 Enihacessato difornire dati volumetrici diproduzione/riserve perilKazakhstan poiché ilPaese harappresentato meno del15% delle riserve certe totali delGruppo pertreanni difila,essendo il 15% il parametro della US SEC per le disclosure per singolo paese, a motivo della crescita in altre aree. I dati del Kazakhstan sono aggregati nell’area geografica “Asia”.

34 Performance di Sostenibilità

I Sem. I Sem.

2026 2025

Indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) (infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.0000,53 0,48 Emissioni dirette di GHG (Scope 1) (milioni di tonnellate di CO ₂ eq.) 8,0 9,5 Emissioni dirette di metano (Scope 1) (migliaia di tonnellate di CH ₄) 5,8 8,3 Volumi di idrocarburi inviati a flaring di routine (miliardi di Sm³) 0,0 0,0 Volumi di oil spill da sabotaggio (>1 barile) (barili) 75 0 Volumi di oil spill operativi (>1 barile)931 11 Acqua di produzione reiniettata (%) 59 55 Gli indicatori fanno riferimento ai dati 100% degli asset operati, consolidati e non.

• Indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR ) della forza lavoro pari a 0,53 , in aumento rispetto al primo semestre 2025 per un maggior numero di incidenti che hanno coinvolto i contrattisti; per i dipendenti si registra viceversa un miglioramento, con significativo calo sia del relativo TRIR che del numero degli eventi. Nel periodo non si sono registrati incidenti mortali né con esito l’inabilità.

• Emissioni dirette di GHG: in diminuzione rispetto al primo semestre 2025 in linea con gli impegni di decarbonizzazione di Eni. Le principali riduzioni sono attribuibili al settore E&P (attività volte alla riduzione del flaring e operazioni di portafoglio), al settore della raffinaz ione (fermate per manutenzione) e della chimica (piano di trasformazione di Versalis e conseguente nuovo assetto per Brindisi e Priolo).

• Emissioni dirette di metano (Scope 1): in riduzione rispetto al primo semestre 2025 nel settore E&P, principalmente per la riduzione del non -routing flaring, nonché per le operazioni di portafoglio.

• Volumi di idrocarburi inviati a flaring di routine : confermato nel primo semestre 2026 il traguardo di zero routine flaring per gli asset operati.

• Volumi di oil spill : gli oil spill operativi risultano in aumento rispetto al periodo di confronto nonostante una riduzione del numero di eventi. L’unico evento di oil spill riconducibile ad atti di sabotaggio è occorso in Italia (nel primo semestre 2025 non erano stati registrati eventi analoghi).

• Acqua di formazione reiniettata upstream: in aumento rispetto al primo semestre 2025 (59% rispetto al 55%), grazie ai maggiori volumi di acqua reiniettata in particolare in Messico e nei Paesi Bassi.