Eni: risultati del terzo trimestre e dei nove mesi 2026. Deliberata distribuzione dividendo straordinario..

1 Eni: risultati del terzo trimestre e de i nove mesi 2026 I risultati operativi e finanziari del terzo trimestre migliorano ulteriormente le prospettive per l'esercizio 2026, con un debito ai minimi storici e una maggiore remunerazione degli azionisti attraverso un dividendo straordinario e un incremento del buyback

• L’andamento del terzo trimestre 2026 riflette la solidità della strategia di Eni , la costante attenzione alla fase esecutiva, la selettività degli investimenti.

• Considerati gli eccellenti risultati industriali dei nove mesi e il miglioramento delle proiezioni sui flussi di cassa per l' intero esercizio 2026 (€16,5 mld ), Eni ha deliberato la distribuzione a dicembre di un dividendo straordinario di € 0,46 per azione (circa €1,3 mld ) e un ulteriore incremento del 12% del programma di buyback, che sale a € 3,8 mld .

• La produzione organica dell a E&P è aumentata del 7% a 1,83 mln di boe/g, trainata dall'avvio di nuovi progetti e dal contributo della JV Searah sull'intero trimestre.

• Firmato in Venezuela il contratto strategico per il rilancio della produzione del mega -giacimento Junin 5, rafforzando le opzioni di crescita del settore E&P.

• Il deconsolidamento di Plenitude crea una piattaforma per accelerar ne la successiva fase di crescita.

• La cessione del 10% del progetto Baleine, in applicazione del modello "dual exploration" di Eni , e la monetizzazione di un portafoglio infrastrutturale , riflettono la gestione efficiente del capitale. Sono stati i noltre firmati accordi per prossima cessione di una quota del 10% di asset nel bacino di Kutei in Indonesia.

• Il rafforzamento della struttura patrimoniale espresso dal gearing proforma al minimo storico del 9% garantisce la resilienza del Gruppo e l’adeguata capacità di investire nella crescita del business.

Roma , 23 ottobre 2026 - Il Consiglio di Amministrazione di Eni, riunitosi ieri sotto la presidenza di Giusepp ina Di Foggia , ha approvato i risultati consolidati del terzo trimestre e dei nove mesi 2026. Claudio Descalzi, AD di Eni, ha commentato:

“Gli eccellenti risultati conseguiti nel terzo trimestre derivano dalla forza del nostro modello operativo e dai selettivi investimenti nel nostro portafoglio ampiamente diversificato di asset competitivi. Grazie alla forza dei fondamentali, alle prospettive di crescita in continuo m iglioramento e alla performance finanziaria storicamente solida, siamo ben posizionati per cont inuare ad assicurare ai nostri clienti forniture energetiche sostenibili, sicure e sempre più decarbonizzate. Nel terzo trimestre, E&P ha conseguito nuovamente una straordinaria crescita della produzione or ganica, pari al 7%, che riflette l'avvio di nuovi progetti, la piena operatività dei nostri asset e i benefici derivanti dall’avvio della JV Searah nel Sud -est asiatico . Nel corso del trimestre abbiamo accelerato una serie di iniziative rilevanti in Sud America, Africa e Sud-est asiatico , che sosterranno la crescita e la generazione di cassa per gli anni a venire. Infine, grazie alle nostre eccellenti attività di esplorazione, quest'anno abbiamo scoperto 1,2 3 mld di barili di nuove risorse di idrocarburi, un risultato ampiamente superiore al nostro obiettivo di budget, riducendo al contempo i costi di esplorazione. Oltre alla crescita nell'upstream e ai risultati stabili nelle nostre attività gas, power e nella ra ffinazione, stiamo conseguendo performance superiori alle nostre aspettative nei business della transizione, che contribuiscono sempre di più alla diversificazione degli utili del Gruppo. L'aumento di c apitale e la nuova governance di Plenitude consentiran no a questa Società satellite di crescere in modo autofinanziato, mitigando l’esposizione del Gruppo.

Grazie ai nostri business strategici, all'esecuzione industriale e all’ampia opzionalità a nostra disposizione, siamo in grad o di generare flussi di cassa solidi e ricorrenti in diverse condizioni di mercato. Sulla base dei nostri fondamentali, delle prosp ettive di generazione di cassa per l'intero esercizio 2026, con un gearing ai minimi storici, aumentiamo ulteriormente la distribuzione con un dividendo straordinario di € 0,46 per azione pagato nel quarto trimestre e incrementiamo nuovamente il buyback a € 3,8 mld, evidenziando il nostro impegno a condividere la crescita con gli azionisti. ”

Principali dati operativi e risultati economico -finanziari II Trim.

2026 2026 2025 var % 2026 2025 var % 1.789 Produzione di idrocarburi mgl di boe/g 1.829 1.756 4 1.805 1.691 7 6,0 Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo gigawatt 6,1 4,8 27 6,1 4,8 27 5.375 Utile operativo proforma adjusted ⁽ᵃ⁾ € milioni 5.994 2.996 100 14.905 9.358 59 3.516 società consolidate 3.699 2.073 78 9.633 6.562 47 1.859 società partecipate rilevanti ⁽ᵇ⁾ 2.295 923 149 5.272 2.796 89 Utile operativo proforma adjusted (per settore) ⁽ᵃ⁾

4.769 E&P 4.631 2.638 76 12.757 8.368 52

503 Global Gas & LNG Portfolio (GGP) e Power 445 346 29 1.275 1.206 6 521 Transition Businesses 601 331 82 1.473 929 59 (40) Refining, Chimica e Sites in transformation 472 (53) .. 172 (580) ..

(378) Corporate, altre attività ed elisioni di consolidamento (155) (266) (772) (565) 3.857 Utile netto ante imposte adjusted ⁽ᵃ⁾ 4.330 2.273 90 10.565 7.222 46 2.333 Utile (perdita) netto adjusted ⁽ᵃ⁾⁽ᶜ⁾ 2.801 1.247 125 6.436 3.793 70 3.319 Utile (perdita) netto ⁽ᶜ⁾ 3.205 803 299 7.595 2.518 202 4.469 Flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo ⁽ᵃ⁾ 4.287 3.297 30 11.634 9.486 23 4.270 Flusso di cassa netto da attività operativa 4.359 3.078 42 10.056 8.980 12 1.838 Investimenti organici ⁽ᵈ⁾ 1.345 1.990 (32) 5.055 5.904 (14) 11.271 Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16 6.702 9.931 (33) 6.702 9.931 (33) 56.930 Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi 57.640 52.966 9 57.640 52.966 9 15 Gearing ante lease liability ex IFRS 16 proforma ⁽ᵃ⁾ (%) 9 9 (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.III Trim. Nove mesi (b) Per le principali JV/collegate vedi "Riconduzione utile operativo proforma adjusted di Gruppo" a pagina 23.

PRICE SENSITIVE

2 Highlight strategici e finanziari Gli eccellenti risultati di E&P sono stati sostenuti dalla crescita della produzione a elevata redditività, rafforzando il p ortafoglio con nuovi progetti strategici • Nel 3Q ’26, il business E&P ha registrato una robusta crescita organica della produzione del 7% rispetto al terzo trimestre 2025, al netto degli effetti prezzo, e del 2% rispetto al trimestre precedente, raggiungendo 1,83 m ilioni boe/g, grazie alla progressiva entrata a regime dei nuovi progetti in Africa Occidentale, offshore del Messico e Norvegia, nonché alla piena operatività della JV Searah.

• Firmati accordi strategici in Venezuela con PDVSA per il rilancio del mega -giacimento petrolifero Junin 5 sulla base di rinnovate condizioni contrattual i, e per l’esportazione del gas prodotto dal giacimento Perla, assicurando l’accesso a circa 5,5 m iliardi boe di risorse .

• In Argentina, il consorzio YPF/Eni/XRG, impegnato nello sviluppo di un progetto integrato di GNL di larga scala con una capacità iniziale di esportazione prevista in 12 m ilioni di tonnellate/a, ha presentato domanda di adesione al lo speciale regime fiscale di incentivazione dei grandi investimenti (RIGI), segnando un importante passo verso la FID del progetto attesa verso fine anno.

• Ingresso in Uruguay con il farm -in di un blocco esplorativo offshore , e accordo preliminare per l’ingresso in un blocco adiacente. Assegnato il blocco Sapukala, con una quota del 100% nel bacino di Kutei, in Indonesia, nell’ambito del “Indonesia Petroleum Bidding Round”, il primo del 2026.

La crescita costante dei business della transizione si è tradotta in risultati superiori alle attese e in un crescente contributo agli utili del Gruppo • Enilive e Plenitude hanno re alizzato l’ EBITDA adjusted di €1,8 m ld nei nove mesi ’26 (+20% rispetto allo scorso anno) .

• Perfezionato l’accordo con Ares per stabil ire un controllo congiunto su Plenitude attraverso un aumento di capitale non proporzionale, con diluizione della partecipazione Eni dal 70% al 65%. Per effetto del nuovo assetto di governance , Plenitude è stata oggetto di deconsolidamento dal bilancio del Gruppo Eni con efficacia fine settembre ‘26.

• Grazie alla nuova struttura, Plenitude sarà in grado di attuare una crescita di lungo termine efficiente , sostenibile e autofinanziata . Confermato l’obiettivo di 6,5 GW di capacità installata a fine anno.

• Solidi r isultati per Enilive, grazie a l miglior amento dello scenario dei margini di bioraffinazione. Si conferma ancora una volta l’importanza di questa emergente fonte energetica per la mobilità a contenute emissioni.

Gestione del portafoglio come leva per anticipare la monetizzazione degli asset e ottimizzare il profilo rischio -rendimento del

business

• Perfezionat a una partnership di lungo termine con investitori di private equity, avente oggetto un’interessenza in un portafoglio E&P su base infrastrutturale, in cambio di un apporto di capitale di €1,8 mld incassato nel trimestr e; tale ammontare sarà reinvestito in progetti a elevato rendimento.

• Completata la cessione a SOCAR di una partecipazione del 10% nel giacimento di Baleine, in linea con il no stro modello di Dual Exploration.

• In ottobre firmati accord i vincolant i per la cessione a Pertamina e Medco della partecipazione del 10% mantenuta da Eni in due portafogli di asset gas in Indonesia, nel bacino di Kutei, che includono i grandi progetti di sviluppo degli hub Northern e Southern e la scoperta Geliga.

Miglioramento della performance dei business della Trasformazione • Il business Refining ha consegui to solidi risultati nel trimestr e grazie al più elevato tasso di utilizzo degli impianti in uno scenario favorevole .

• Prosegue la riconversione alle nuove energie dei principali siti Versalis di Brindisi e Priolo, mentre lo scenario del business petrolchimico tradizionale ha registrato un ulteriore deterioramento.

Risultati eccellenti nel 3Q sostenuti dalla crescita dei volumi, dall ’affidabilità degli impianti e dalle iniziative di ottimizzazione del portafoglio, che hanno permesso di valorizzare l o scenario di mercato favorevole . Gearing proforma al 9%, inferiore al limite minimo della guidance e remunerazione agli azionisti pari a €1,9 mld.

Nel 3Q ‘26 l’EBIT proforma adjusted di Gruppo si è attestato a €6 mld, raddoppiato rispetto al trimestre di confronto (cresci ta del 1 2% su base sequenziale), grazie alla solida performance in tutti i business, in particolare il significativo contributo dei satelliti upstream, ai benefici delle misure di ristrutturazione in corso nella chimica e alla gestione dei costi. L’utile ne tto adju sted è stato pari a €2, 8 mld, più che raddoppiato rispetto allo scorso anno.

• E&P: EBIT proforma adjusted di €4, 63 mld, in aumento del 7 6% rispetto al periodo di confronto grazie alla crescita dei volumi e al miglioramento del mix in un o scenario di prezzi favorevole.

• GGP and Power: EBIT proforma adjusted pari a €0,45 mld. GGP con un EBIT proforma adjusted di €0,41 mld ha registrato una crescita del 46 %, grazie alla ottimizzazione del portafoglio di attività in un contesto di mercato più volatile.

• Enilive ha conseguito un EBIT proforma adjusted pari a €0,41 mld, una crescita dell’80% rispetto al trimestre di confronto, trainato dalla bioraffinazione che ha beneficiato di un miglioramento dello scenario di mercato e dell a solida performance . Plenitude ha registrato un EBIT proforma adjusted di €0,19 mld, in crescita del 95% rispetto al trimestre di confronto, per la crescita dei volumi di produzione di energia rinnovabil e.

• Refining: EBIT proforma adjusted di €0,73 mld, in aumento significativo rispetto al trimestre di confronto, grazie a i migliori tassi di utilizzo degli impianti in uno scenario favorevole, in parte compensato dall’aumento dei costi dei noli e dal restringimento dei differenziali tra i greggi pesanti e leggeri. Il business della chimica di Versalis pur continuando a beneficiare dei progressi del programma di ristrutturazione in corso e delle chiusure di impianti dello scorso anno, ha riportato una perdita di €0,18 mld, a causa del significativo deterioramento dei margini dei prodotti.

3 Nel 3Q ’26 il flusso di cassa adjusted prima del capitale circolante è stato di €4,29 mld, finanziando investimenti organici per €1,3 mld. La remunerazione agli azionisti è stata di €1,9 mld, che comprende la prima tranche del dividendo ‘26 (€0, 8 mld) e l’esecuzione del programma di buyback ‘26 (€1,1 mld). L’indebitamento finanziario netto si è attestato a €6,7 mld a fine settembre 2026, con un gearing proforma pari al 9%.

Outlook 202 6

Il 2026 si conferma anno di risultati superiori alle previsioni, grazie al solido andamento dei business in grado di estrarre pieno valore dal favorevole scenario commodity. Tale andamento si traduce in eccezionali ritorni per gli azionisti.

In particolare, con riferimento ai settori di attività , il Gruppo prevede per l’esercizio 2026 :

• Revisione al rialzo della stima di crescita della produzione oil&gas su base omogenea in un intervallo compreso tra 6 e 7%;

• EBIT proforma adjusted di GGP rivisto al rialzo a circa €1,5 mld, in crescita del 50% rispetto alla previsione iniziale;

• EBITDA proforma adjusted di Enilive rivisto al rialzo a €1, 4 mld, in rialzo di circa il 30% rispetto alla previsione iniziale;

EBITDA proforma adjusted di Plenitude atteso a circa €1,2 mld;

• Capacità rinnovabile installata a fine esercizio pari a 6,5 GW , con 1,2 GW aggiuntivi di capacità in costruzione (Plenitude al 100%); capacità di bioraffinazione pari a 1,65 MTPA, cui si aggiungono 0,5 MTPA il cui completamento meccanico è atteso entro la fine dell’anno; in fase di sviluppo un’ulteriore capacità di 1,5 MTPA (quota Enilive).

Per i risultati consolidati, rivista al rialzo la previsione annuale di flusso di cassa con un gearing proforma ai minimi storici :

• Allo scenario aggiornato1, il CFFO adjusted è previsto ora pari a € 16,5 mld riflettendo l’eccellente andamento industriale del business e rappresentando un miglioramento gestionale di €1,2 mld rispetto alla guidance iniziale e alle sensitivity

del Gruppo2;

• Capex lordi confermati a €7 mld; capex netti previs ti inferiori a € 4,5 mld;

• Gearing proforma atteso al limite inferiore dell’intervallo del 10 -15%.

In relazione alle positive prospettive per il 2026, il Gruppo incrementa la remunerazione degli azionisti mediante la distribuzione d el dividendo straordinario di €0,46 per azione per l’ammontare di € 1,3 mld e l’aumento del programma di buyback a €3,8 mld.

• Tenuto conto delle previsioni gestionali per l’esercizio e dell’aggiornamento dello scenario di riferimento, il Consiglio di Amministrazione ha approvato il dividendo straordinario di € 0,46 per azione3 (per complessivi € 1,3 mld), con messa in pagamento il 9 dicembre, in coerenza con la politica di remunerazione d i Gruppo che prevede la distribuzione agli azionisti del 100% del CFFO incrementale generato in uno scenario superiore alle assunzioni iniziali oltre prefissate soglie4.

• Il programma di buyback per il 2026 è incrementato a € 3,8 mld, in aumento del 12% rispetto alla precedente guidance di €3,4 m ld, già rivista al rialzo nel trimestre precedente. Tale aggiornamento è in linea con la politica di remunerazione d i Gruppo, che prevede la distribuzione agli azionisti del 60% dell’extra CFFO rispetto al livello di budget pari a €11,5 m ld, fino a uno scenario di prezzo del Brent di 90 $/barile . Il nuovo ammontare del buyback risulta quasi triplo rispetto alla guidance iniziale di €1,5 m ld, definita sulla base del flusso di cassa previsto nello scenario di piano.

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

1 Brent pari a 95 $/barile, margine di raffinazione SERM di 18 $/barile e prezzo del gas TTF pari a 55 €/MWh, al cambio EUR/USD di 1,15.

2 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 .

3 Data stacco cedola 7 dicembre 2026 (n. 57). Record date ex art. 83 -terdecies del D. Lgs. 24 febbraio 1998, n. 58 (TUF) 8 dicembre 2026. Il pagamento, a seconda dei percettori, è soggetto a ritenuta alla fonte a titolo di imposta o concorre in misura parziale alla formazione del reddito imponibile. Per i possess ori di ADRs registrati entro l’8 dicembre 2026, quotati alla Borsa di New York e rappresentativi ciascuno di due azioni Eni, l’erogazione del dividendo straordinario sarà di € 0,92 per ADR, pagabile l’8 gennaio 2027. Alla data di pagamento, Citibank, N.A.

provvederà al pagamento ai possessori di ADR al netto della ritenuta alla fonte a titolo di imposta, come previsto dalla legi slazione italiana applicabile a tutti i Depositary Trus t Company Participants.

4 In base alla politica di remunerazione d i Gruppo, il 100% del CFFO adjusted addizionale generato da uno scenario più favorevole rispetto alle ipotesi di riferimento viene restituito agli azionisti sotto forma di dividendo straordinario, nel caso di un prezzo del Brent previsto per l’esercizio superiore a 90 $/b arile e qualora prezzi del gas e margini di raffinazione eccedano di oltre il 50% le assunzioni di scenario.

4 Exploration & Production Produzione e prezzi II Trim.

2026 2026 2025 var % 2026 2025 var % 104,52 Brent dated $/barile 97,00 69,07 40 94,05 70,85 33 1,163 Cambio medio EUR/USD 1,151 1,168 (1) 1,161 1,119 4 1.789 Produzione di idrocarburi ⁽ᵃ⁾ mgl di boe/g 1.829 1.756 4 1.805 1.691 7 832 Petrolio mgl di barili/g 845 860 (2) 846 824 3 142 Gas naturale mln di metri cubi/g 146 133 10 142 128 11 69,79 Prezzi medi di realizzo ⁽ᵇ⁾ $/boe 69,31 52,07 33 64,77 52,68 23 96,50 Petrolio $/barile 85,59 64,00 34 84,65 65,43 29 298 Gas naturale $/mgl di metri cubi 339 261 30 296 260 14III Trim. Nove mesi (a) Include nel terzo trimestre 2026 e nei nove mesi 2026, 81 e 79 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 terzo trimestre 2026 la produzione di idrocarburi di 1,83 mln di boe/giorno ha registrato un aumento del 4% rispetto al terzo trimestre 2025 ( 1,81 mln di boe/giorno ne i nove mesi , +7% rispetto a i nove mesi 2025) a seguito dell’entrata a regime di giacimenti in Congo e Messico e di un maggiore contributo di Indonesia/Malesia grazie a lla piena operatività della 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 l 7% rispetto al trimestre dello scorso anno .

• La produzione di petrolio è stata di 845 mila barili/giorno, in riduzione del 2% rispetto al terzo trimestre 2025 ( 846 mila barili/giorno ne i nove mesi , +3% rispetto al periodo di confronto ) a seguito delle operazioni di portafoglio ed effetto prezzo, in parte compensato dalla crescita in Congo , Indonesia/Malesia e Messico .

• La produzione di gas naturale è stata di 146 mln di metri cubi/giorno, in aumento del 10% rispetto al terzo trimestre 2025 (142 mln di metri cubi/giorno ne i nove mesi , +11%) per effetto principalmente dell a crescita organica in Congo, Indonesia/Malesia e Norvegia.

Risultati

II Trim.

2026 (€ milioni) 2026 2025 var % 2026 2025 var % 5.861 Ricavi Upstream 5.686 4.616 23 16.497 14.723 12 4.769 Utile operativo proforma adjusted 4.631 2.638 76 12.757 8.368 52 1.793 di cui: società partecipate rilevanti 1.927 838 .. 4.794 2.679 79 1.651 Utile (perdita) operativo delle società consolidate 2.440 1.670 46 5.942 5.116 16 1.325 Esclusione special items 264 130 2.021 573 2.976 Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate 2.704 1.800 50 7.963 5.689 40 3.469 Utile (perdita) ante imposte adjusted 3.223 2.015 60 9.090 6.428 41 35,2 tax rate (%) 34,8 41,7 35,9 44,8 2.249 Utile (perdita) netto adjusted 2.100 1.175 79 5.829 3.547 64 167 Costi di ricerca esplorativa: 65 45 44 285 131 ..

81 costi di prospezioni, studi geologici e geofisici 57 36 58 191 122 57 86 radiazione di pozzi di insuccesso 8 9-11,1111 94 9 1.526 Investimenti tecnici 1.091 1.535 (29) 4.232 4.310 (2)III Trim. Nove mesi

II Trim.

2026 Società partecipate rilevanti 2026 2025 var % 2026 2025 var % 1.793 Utile operativo adjusted (quota Eni) (€ milioni) 1.927 838 .. 4.794 2.679 79 1.217 di cui: Vår Energi 1.212 479 .. 3.132 1.488 ..

286 Azule Energy 216 204 6 679 654 4 592 Utile netto adjusted 498 299 67 1.289 794 62 250 Dividendi 876 307 .. 1.434 903 59 566 Produzione di idrocarburi (mgl di boe/g) 648 493 31 580 452 28III Trim. Nove mesi

• Nel terzo trimestre 2026 Exploration & Production ha conseguito l’utile operativo proforma adjusted di € 4.631 mln, in crescita del 76% rispetto al terzo trimestre 2025 grazie a i positivi effetti volume/mix , in uno scenario commodity favorevole con conseguenti maggiori prezzi di realizzo del greggio in USD (prezzo del marker Brent + 40%) e del gas (in aumento del 30%). Nei nove mesi 2026 l’utile operativo proforma adjusted di € 12.757 mln è aumentato del 52% rispetto ai nove mesi ’25 per gli stessi fenomeni evidenziati nel commento ai risultati del trimestre. Segment i di business : risultati operativi e finanziari

5 • Nel terzo trimestre 202 6 il settore ha registrato l’utile netto adjusted di € 2.100 mln, in aumento del 79% rispetto al terzo trimestre 202 5 ed include un m aggior contributo dei risultati delle JV e collegate. L’utile netto adjusted di € 5.829 mln ne i nove mesi 2026 evidenzia un aumento del 64% rispetto a i nove mesi ’25.

• Nel terzo trimestre 202 6 il tax rate si attesta a circa il 35%, in riduzione rispetto al terzo trimestre 2025 (42%) 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 un anno eccezionale per l’attività esplorativa, nei nove mesi ’26 le risorse scoperte sono pari a 1,23 mld di boe grazie ai risultati conseguiti in Angola, Namibia, Costa d’Avorio, Libia, Egitto , Norvegia e Indonesia.

• Ad agosto, Argentina LNG, il progetto integrato di gas naturale liquefatto (GNL) promosso da YPF, Eni e XRG, ha presentato domanda di adesione al Regime di Incentivi per i Grandi Investimenti (RIGI) argentino, a sostegno dello sviluppo di un progetto di es portazione di GNL su larga scala che utilizza le risorse del giacimento di Vaca Muerta. La presentazione della domanda RIGI rappresenta un’importante tappa verso la decisione finale di investimento (FID) del progetto, prevista entro la fine del 2026.

• Ad agosto, Eni e S onatrach hanno firmato un nuovo protocollo d’intesa (MoI) volto ad ampliare la collaborazione tra le due società attraverso la promozione di iniziative concrete per la decarbonizzazione del settore Oil & Gas e la riduzione delle emissioni in Algeria, adottando al contempo le migliori pratiche internazionali. In particolare, le parti coopereranno a iniziative per la rimozione naturale della CO ₂ attraverso progetti di forestazione e rafforzeranno le attività di monitoraggio, quantificazione e riduzione delle emissioni di metano attraverso l’adozione dei principa li standard internazionali del settore Oil & Gas.

• Ad agosto, Eni ha firmato insieme a MIWEN (interamente controllata da YPF) e la compagnia petrolifera nazionale uruguaiana ANCAP, l’entrata ufficiale nel blocco esplorativo OFF -5 nell’offshore dell’Uruguay, dopo aver ottenuto l’approvazione delle autorità uruguaiane. Eni ora è operatore del blocco OFF -5 con una quota del 50%. L’entrata di Eni in Uruguay insieme a MIWEN rafforza la collaborazione tra Eni e YPF, già partner nel progetto integrato upstream -

midstream Argentina LNG (ARGLNG) e consolida la presenza di Eni in America del Sud .

• A settembre, Eni ha firmato il “Contrato de Participación Productiva de Hidrocarburos” (CPPH) relativo allo sviluppo del giacimento di importanti dimensioni (giant field) a olio di Junín 5, situato onshore nella Faja dell’Orinoco. La firma del CPPH rappresenta il completamen to del percorso avviato con la sottoscrizione avvenuta nello scorso aprile dell’Head of Terms . Il CPPH, della durata di 25 anni con possibilità di estensione, attribuisce ad Eni il ruolo di Operatore esclusivo dell’area Junín 5, con piena responsabilità della gestione tecnica, finanziaria e commerciale del progetto. Junín 5 è un campo a olio pesante che contiene 35 miliardi di barili in posto certificati. Attualmente produce circa 12 mila barili / giorno.

• A settembre, Eni ha annunciato il perfezionamento della cessione a SOCAR di una partecipazione del 10% nel progetto Baleine in Costa d'Avorio. L'operazione è in linea con la strategia di Eni volta all'ottimizzazione del portafoglio upstream , attraverso il modello Dual Exploration.

• A settembre, Eni ha ottenuto una nuova licenza esplorativa del blocco Sapukala nel bacino di Kutei, in Indonesia.

• A ottobre, Eni ha sottoscritto due accordi vincolanti per la cessione di partecipazioni in asset upstream indonesiani operati da Searah. In particolare, Eni cederà a Pertamina , società energetica nazionale indonesiana, la propria partecipazione del 10% nei PSC East Sepinggan, North Ganal e Rapak, e a Medco, società primaria nel settore dell’energia e delle risorse naturali del Sud -Est asiatico, la propria partecipazione del 10% nei PSC West Ganal, East Ganal, Ganal e Muara Bakau. Tali transazioni confermano ulteriormente il rilevante valore creato da Eni attraverso operazioni di M&A, attività esplorative e sviluppo progettuale. Il perfezionamento di entrambe le operazioni è soggetto all'ottenimento delle autorizzazioni governative e regolatorie.

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

2026 2026 2025 var % 2026 2025 var % Global Gas & LNG Portfolio 47 Prezzo spot del Gas Italia al PSV €/MWh 66 36 86 52 41 27

46 TTF 63 32 95 50 38 30

1 Spread PSV vs. TTF 3 3 (3) 2 3 (14) Vendite di gas naturale mld di metri cubi 5,62 Italia 5,46 4,26 28 18,75 14,70 28 4,27 Resto d'Europa 3,80 3,72 2 13,39 12,79 5 0,08 Importatori in Italia 0,08 0,09 (11) 0,25 0,59 (58) 4,19 Mercati europei 3,72 3,63 2 13,14 12,20 8 0,86 Resto del Mondo 1,42 1,20 18 3,19 2,82 13 10,75 Totale vendite gas ⁽ᵃ⁾ 10,68 9,18 16 35,33 30,31 17 2,9 Vendite di GNL 3,1 3,3 (6) 9,4 8,9 6

Power

3,91 Produzione termoelettrica TWh 5,28 4,83 9 14,51 14,77 (2)III Trim. Nove mesi (a) Include vendite intercompany.

• Nel terzo trimestre 202 6 le vendite di gas naturale di 10,68 mld di metri cubi sono in aumento del 16% rispetto al periodo di confronto. Le vendite in Italia sono aumentate del 28% rispetto al terzo trimestre 2025 , mentre l e vendite nel mercato europeo pari a 3,72 mld di metri cubi sono in aumento del 2% rispetto al periodo di confronto, a seguito delle maggiori vendite in Franci a. Nel terzo trimestre 2026, le vendite di GNL sono diminuite del 6% rispetto al periodo di confronto . Nei nove mesi 2026, le vendite di gas naturale ammontano a 35,33 mld di metri cubi, in aumento del 17% rispetto a i nove mesi 2025, principalmente a seguito dei maggior volumi commercializzati in Italia ( +28% vs. i nove mesi 2025) e nei mercati europei (+8% vs i nove mesi 2025), in particolare Benelux e Germania /Austria .

• La produzione termoelettrica è stata pari a 5,28 TWh nel terzo trimestre 202 6, in aumento del 9% rispetto al periodo di confronto per effetto del m aggior tasso di utilizzo degli impianti per catturare i benefici del favorevole scenario (14,51 TWh ne i nove mesi 2026, in riduzione del 2%).

Risultati

II Trim.

2026 (€ milioni) 2026 2025 var % 2026 2025 var % 4.058 Ricavi della gestione caratteristica 6.290 3.503 80 15.723 12.537 25 503 Utile operativo proforma adjusted 445 346 29 1.275 1.206 6

468 GGP 407 279 46 1.190 910 31

8 di cui: società partecipate rilevanti 6 4 50 23 23 -

35 Power 38 67 (43) 85 296 (71) 523 Utile (perdita) operativo delle società consolidate (703) 227 .. (322) 1.585 ..

(28) Esclusione special item 1.142 115 1.574 (402) 495 Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate 439 342 28 1.252 1.183 6 497 Utile (perdita) ante imposte adjusted 441 348 27 1.262 1.200 5 311 Utile (perdita) netto adjusted 268 216 24 783 758 3 14 Investimenti tecnici 7 14 (50) 29 51 (43)III Trim. Nove mesi

• Nel terzo trimestre 202 6 il business Global Gas & LNG Portfolio ha conseguito l’utile operativo proforma adjusted di € 407 mln in aumento di circa il 50% rispetto al periodo di confronto grazie a lle continue ottimizzazioni del portafoglio di asset , e ai benefici derivanti dalla capacità di cogliere la maggiore volatilità dello scenario di mercato . Nei nove mesi ’26 l’utile operativo proforma adjusted di € 1.190 mln ha riportato un aumento del 31% rispetto a i nove mesi ’25 per gli stessi driver del trimestre e a seguito di maggiori volumi di GNL commercializzati , nonché di specifici benefici derivanti da rinegoziazioni e accordi .

• Nel terzo trimestre 202 6 il business Power ha riportato l’utile operativo proforma adjusted di € 38 mln, in riduzione del 43% rispetto al terzo trimestre 202 5. 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, nonché da maggiori costi parzialmente compensati dal miglioramento dei crack spread dei prodotti energetici . Nei nove mesi 2026, l’utile operativo proforma adjusted di € 85 mln, evidenzia una riduzione di €211 mln, pari al 71% rispetto a i nove mesi 2025, 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 Transition Businesses

Enilive

II Trim.

2026 2026 2025 var % 2026 2025 var %

Enilive

1.732 Spread EU HVO UCO-based vs UCO (CIF) $/ton 1.609 1.143 41 1.618 899 80 1.122 Spread US RD ⁽ᵃ⁾ UCO-based vs UCO 1.512 420 .. 1.128 449 ..

275 Lavorazioni bio mgl ton 262 315 (17) 789 881 (10) 74 Tasso utilizzo impianti di raffinazione bio % 71 85 70 79 5,24 Totale vendite Enilive mln ton 5,67 5,75 (1) 15,59 16,41 (5) 2,11 Vendite rete 2,20 2,10 5 6,20 5,85 6 1,57 di cui: Italia 1,65 1,49 11 4,61 4,14 11 2,47 Vendite extrarete 3,00 3,21 (7) 7,85 8,92 (12) 1,74 di cui: Italia 2,04 2,42 (16) 5,43 6,78 (20) 0,66 Altre vendite 0,47 0,44 7 1,54 1,64 (6)III Trim. Nove mesi (a) Renewable Diesel.

• Nel terzo trimestre 202 6 le lavorazion i bio di 0,26 mln di tonnellate , in riduzione del 17% con il periodo di confronto , riflettono i minori volumi lavorati presso l e bioraffineri e di Gela e Venezia a seguito d ella fermata programmata al fine di perfezionare la conversione in bioraffineria , in parte compensati dalla migliore performance presso la bioraffineria di Chalmette. Nei nove mesi ’26 le lavorazioni bio sono in riduzione del 10% rispetto a i nove mesi ’25, a seguito principalmente della fermata produttiva di Venezia.

• Nel terzo trimestre 202 6 le vendite rete ammontano a 2,20 mln di tonnellate, in aumento del 5% rispetto al periodo di confronto , supportate dalla performance positiva registrata in Italia. Nei nove mesi ‘26, le vendite rete ammontano a 6,20 mln di tonnellate, +6% rispetto al periodo di confronto per gli stessi driver del trimestre.

• Nel terzo trimestre 202 6 le vendite extrarete sono pari a 3 mln di tonnellate, in riduzione del 7% rispetto al 202 5 a seguito dell’ottimizzazione del portafoglio in un contesto di mercato competitivo in Italia. Nei nove mesi ’26, le vendite extrarete si sono attestate a 7,85 mln di tonnellate, in riduzione del 12% rispetto al periodo di confronto , per gli stessi driver del trimestre.

II Trim.

2026 (€ milioni) 2026 2025 var % 2026 2025 var % 6.917 Ricavi della gestione caratteristica 7.726 5.206 48 19.400 14.742 32 375 EBITDA proforma adjusted 490 317 55 1.082 698 55 295 Utile operativo proforma adjusted 410 233 76 843 457 84 28 di cui: società partecipate rilevanti 57 (8) .. 87 (32) ..

192 Utile (perdita) operativo delle società consolidate 389 219 78 764 393 94 70 Esclusione (utile) perdita di magazzino (154) (8) (189) 34 5 Esclusione special item 118 30 181 62 267 Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate 353 241 46 756 489 55 287 Utile (perdita) ante imposte adjusted 407 225 81 821 438 87 208 Utile (perdita) netto adjusted 296 163 82 597 304 96 293 Flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo 404 283 43 862 608 42 (438) Indebitamento netto (882) (1.338) 34 (882) (1.338) 34 56 Investimenti tecnici 103 98 5 222 199 12III Trim. Nove mesi

• Nel terzo trimestre 2026, il business Enilive ha registrato un utile operativo proforma adjusted di € 410 mln, in aumento del 76% rispetto allo stesso periodo del 202 5, grazie principalmente al business della bioraffinazione sostenut o dal miglioramento dello scenario , nonostante la fermata della bioraffineria di Venezia (€843 mln ne i nove mesi '26 rispetto a €457 mln nei nove mesi del '25, +84%).

• L’EBITDA proforma adjusted di € 490 mln è in aumento del 55% rispetto al terzo trimestre 202 5 (€317 mln). Nei nove mesi ’26 l’EBITDA proforma adjusted è stato di € 1.082 mln, in aumento del 55% rispetto ai € 698 mln de i nove mesi ‘25.

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

8 Sviluppi strategici

• A partire dal primo settembre, BWT Alpine Formula One Team utilizz a HVOlution, il biocarburante diesel di Enilive prodotto al 100% da materie prime rinnovabili, per rifornire i mezzi della logistica di BWT Alpine Formula One Team durante le trasferte europee del Campionato del Mondo FIA di Formula 1.

• A settembre, Eni e Teha hanno presentato al Forum Cernobbio lo Studio strategico “Sustainable biofuels as a strategic lever for industrial competitiveness, energy security and decarbonization”. Lo studio identifica nei biocarburanti da materie prime rinnovabili, come l’HVO e il SAF, una soluzione già disponibile per sostenere la decarbonizzazione dei trasporti, rafforzare la sicurezza energetica, diversificare gli approvvigionamenti, ridurre le emissioni di gas serra lungo l’intera filiera e preservare la competitività, la capacità produttiva e le competenze indus triali dei Paesi europei .

• A settembre, Eni e Petronas hanno sottoscritto un Feasibility Agreement (FA) volto a valutare lo sviluppo di bio -benzine innovative ad alte prestazioni a partire dal la tecnologia Ecofining ™. L’accordo consentirà di valutare gli aspetti tecnici, di mercato, di sostenibilità e di prestazione delle bio -benzine rinnovabili destinate a gli sport motori stici e ad altre applicazioni commerciali, a supporto della decarbonizzazione dei trasporti.

• A fine settembre, Eni ha lanciato l’iniziativa “Eni per l’Italia” fissa ndo un limite massimo (price cap) al prezzo dei carburanti commercializzati presso le stazioni Enilive pari a 2,19 €/l per il gasolio e a 1,99 €/l per la benzina (circa 17 centesimi in meno rispetto ai livelli medi attuali) , con l’obiettivo di sostenere i clienti italiani di fronte all’aumento dei costi energetici. Il price cap è correlato all’agevolazione fiscale sulle accise in vigore e d è stato applicato a partire dal 28 settembre, per una durata iniziale di 30 giorni, con possibilità di estensione fino alla fine dell’anno in funzione dell’andamento del mercato e degli approvvigionamenti.

• Ad ottobre, Eni ha esteso la riduzione del prezzo dei carburanti commercializzati al mondo agricolo e della pesca, mediante l’applicazione di uno sconto del 20% al netto dell’IVA. Lo sconto sarà applicato fino al 31 ottobre e potrà essere esteso fino alla fine dell’anno, sulla base dell’andamento del mercato e delle disponibilità di prodotto.

Plenitude

II Trim.

2026 2026 2025 var % 2026 2025 var %

Plenitude

124 PUN Index GME €/MWh 182 110 65 145 117 24 10,8 Clienti retail/business a fine periodo mln pdf 10,8 9,9 9 10,8 9,9 9 0,65 Vendite retail e business gas a clienti finali mld di metri cubi 0,41 0,47 (13) 3,33 3,54 (6) 5,14 Vendite retail e business energia elettrica a clienti finali terawattora 6,41 4,84 32 16,74 13,83 21 6,0 Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo gigawatt 6,1 4,8 27 6,1 4,8 27 2,2 Produzione di energia da fonti rinnovabili terawattora 2,2 1,6 38 6,2 4,3 44 23,2 Punti di ricarica veicoli elettrici a fine periodo migliaia 23,3 22,1 5 23,3 22,1 5III Trim. Nove mesi

• Al 30 settembre 2026, i clienti retail/business sono pari a 10,8 mln di unità (gas ed energia elettrica), in aumento di 0,9 mln rispetto al 3 0 settembre 2025, beneficiando principalmente dell’acquisizione del portafoglio clienti di Acea Energia .

• Le vendite retail e business gas a clienti finali sono p ari a 0,41 mld di metri cubi nel terzo trimestre 2026, in diminuzione del 13% rispetto al periodo di confronto. Nei nove mesi 2026 le vendite ammontano a 3,33 mld di metri cubi in calo del 6% vs. i nove mesi 2025, a causa della maggiore pressione competitiva .

• Le vendite retail e business energia elettrica a clienti finali sono p ari a 6,41 TWh nel terzo trimestre 2 026, in aumento del 32% rispetto al terzo trimestre 2025 a seguito delle maggiori vendite in Italia . Nei nove mesi 2026, le vendite di 16,74 TWh (+21%) beneficiano dell’incremento della base clienti nel segmento business in Italia a seguito della sopramenzionata acquisizione di Acea Energia .

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

• La produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili è stata pari a 2,2 TWh nel terzo trimestre 2026, in aumento del 38% rispetto al terzo trimestre 2025 principalmente grazie all’incremento della capacità in Francia e allo sviluppo dei progetti organici in Spagna e Regno Unito (6,2 TWh n ei nove mesi ’26, in aumento del 44% rispetto a i nove mesi ’25).

• I punti di ricarica dei veicoli elettrici installati al 3 0 settembre 2026 sono pari a 23,3 mila unità, in aumento del 5% rispetto alle 22,1 mila unità al 3 0 settembre 2025, grazie allo sviluppo della rete , principalmente in Italia, Francia e Germania.

9 II Trim.

2026 (€ milioni) 2026 2025 var % 2026 2025 var % 2.075 Ricavi della gestione caratteristica 2.444 1.818 34 7.749 7.421 4 233 EBITDA proforma adjusted 204 221 (8) 745 835 (11) 226 Utile operativo proforma adjusted 191 98 95 630 472 33 52 Utile (perdita) operativo delle società consolidate 864 23 .. 1.690 87 ..

147 Esclusione special item (707) 69 (1.134) 371 199 Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate 157 92 71 556 458 21 189 Utile (perdita) ante imposte adjusted 165 84 96 558 420 33 130 Utile (perdita) netto adjusted 120 53 .. 384 276 39 154 Flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo 117 163 (28) 519 743 (30) 118 Investimenti tecnici 142 190 (25) 361 530 (32)III Trim. Nove mesi

• Nel terzo trimestre ‘26, Plenitude ha conseguito un utile operativo proforma adjusted di €191 mln, in aumento del 95% 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 . Nei nove mesi ’26 l’utile operativo proforma adjusted ammonta a € 630 mln, in aumento del 33% rispetto a € 472 mln nel periodo di confronto.

• Nel terzo trimestre ’2 6, il business ha conseguito un EBITDA proforma adjusted pari a € 204 mln, in riduzione dell’8%, rispetto al terzo trimestre ’25, a seguito dell’attuale contesto competitivo nel business del retail e delle condizioni di mercato, in particolare nelle rinnovabili, in parte compensati dalla crescita della capacità e della produzione da fonti rinnovabili (nei nove mesi €745 mln, -11% rispetto a € 835 mln del periodo di confronto).

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

Sviluppi strategici

• A settembre, GreenIT , joint venture partecipata da Plenitude, ha avviato la produzione di due parchi fotovoltaici nell’Italia settentrionale . Gli impianti, con una potenza installata complessiva di circa 19 MW, sono in grado di generare una produzione annua stimata di circa 30 GWh.

• A partire dal 1° ottobre, Plenitude, nell’ambito dell’iniziativa “Eni per l’Italia ”, offrirà per quei clienti che abbiano sottoscritto l’offerta entro il 24 ottobre, il 30% di sconto sui corrispettivi luce e gas rispetto alla principale offerta a prezzo fisso con prezzo bloccato per due anni, mantenendo altresì invariati i prezzi della materia prima e facendosi così carico dei recenti aum enti dei costi di approvvigionamento.

• Ad ottobre, Eni, Ares e EIP, a seguito degli accordi sottoscritti, hanno perfezionato il riassetto della struttura azionaria di Plenitude , con efficacia 30 settembre 2026, attraverso un aumento di capitale non proporzionale per complessivi €1,56 mld, sottoscritto da Eni per il 30% con una diluizione della partecipazione detenuta al 65%. L’operazione implica una valorizzazione di Plenitude di circa €10, 8 mld di Equity Value pre -money (100% del capitale), corrispondente a un Enterprise Value di circa €13 mld. Il nuovo assetto introduce una governance basata sul controllo congiunto di Eni e Ares e determina il deconsolidamento della Società dal bilancio di Eni e la rilevazione della partecipazione al fair value valutata con il metodo del patrimonio netto. Per ulteriori informazioni sull’operazion e si veda la sezione “ Altre informazioni, criteri di presentazione e disclaimer ”.

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

2026 2026 2025 var % 2026 2025 var %

Refining

8,3 Standard Eni Refining Margin (SERM) ⁽ᵃ⁾ $/barile 28,1 8,9 .. 15,5 5,8 ..

3,37 Lavorazioni in conto proprio Italia mln ton 4,14 3,81 9 10,28 10,88 (5) 1,73 Lavorazioni in conto proprio resto del Mondo 2,47 2,79 (12) 6,43 7,95 (19) 5,10 Totale lavorazioni in conto proprio 6,61 6,60 0 16,71 18,83 (11) 74 Tasso utilizzo impianti di raffinazione % 86 84 76 81

Chimica

0,61 Vendite prodotti chimici mln ton 0,60 0,59 3 1,86 2,10 (11) 57 Tasso utilizzo impianti % 43 47 (9) 53 50 6III Trim. Nove mesi (a) A seguito della volatilità e delle dislocazioni del mercato, il margine di raffinazione SERM è stato calcolato tenendo conto di tali fattori.

Refining

• Nel terzo trimestre 2026 il margine di raffinazione indicatore Eni (Standard Eni Refining Margin) si è attestato in media a 28,1 $/barile, rispetto a 8,9 $/barile nel terzo trimestre 2025. Tale incremento è dovuto ai più favorevoli crack spread sui distillati medi, che riflettono la persistente 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 (15,5 $/barile ne i nove mesi 2026, in aumento rispetto a 5,8 $/barile nei nove mesi 2025 ).

• Nel terzo trimestre 2026 le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio in Italia, pari a 4,14 mln di tonnellate, in aumento del 9% rispetto al terzo trimestre 2025, per effetto principalmente dei m aggiori volumi lavorati presso l a raffineri a di Taranto per la maggiore disponibilità degli impianti . Nei nove mesi , le lavorazioni di 10,28 mln di tonnellate sono diminuite del 5%. Nel resto del mondo, le lavorazioni sono diminuite del 12% rispetto al terzo trimestre 2025 per effetto di m inori volumi processati a causa della chiusura dello Stretto di Hormuz . Nei nove mesi le lavorazioni sono diminuite del 19% per effetto degli stessi driver del trimestre.

Chimica

• Le vendite di prodotti chimici nel terzo trimestre 2026 sono pari a 0,60 mln di tonnellate, sostanzialmente in linea rispetto al periodo di confronto a seguito della m aggiore produzione , in particolare di polimeri, nonostante la chiusura dei siti di Brindisi e Priolo in fase di ristrutturazione, e della debole domanda . Nei nove mesi ’26 le vendite sono pari a 1,86 mln di tonnellate, -11% rispetto a llo stesso periodo dell’anno precedente , per effetto degli stessi driver del trimestre.

• 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.

Risultati

II Trim.

2026 (€ milioni ) 2026 2025 var % 2026 2025 var % 6.441 Ricavi della gestione caratteristica 7.050 4.545 55 17.603 14.010 26 (40) Utile (perdita) operativo proforma adjusted 472 (53) .. 172 (580) ..

80 Refining ⁽ᵃ⁾ 727 135 439 793 35 ..

3 di cui : società partecipate rilevanti 271 83 .. 294 112 ..

(65) Chimica (178) (188) 5 (401) (615) 35 (55) Sites in transformation (77) 0 (220) 0 (129) Utile (perdita ) operativo delle società consolidate (45) (291) 85 (347) (1.593) 78 (151) Esclusione (utile) perdita di magazzino (300) 69 (855) 496 237 Esclusione special item 546 86 1.080 405 (43) Utile (perdita ) operativo adjusted delle società consolidate 201 (136) .. (122) (692) 82 (63) Utile (perdita) ante imposte adjusted 423 (58) .. 101 (608) ..

(87) Utile (perdita) netto adjusted 313 (74) .. (3) (581) 99 282 Investimenti tecnici 39 142 (73) 479 430 11III Trim. Nove mesi (a)Pereffetto della chiusura della linea diproduzione benzine nelcorso della prima metà del2026, ilsito diLivorno, attualmente infase diriconversione abioraffineria, èstato riclassificato alsegmento “Sites in transformation ” con efficacia dal 1° gennaio 2026 .

• Nel terzo trimestre 2026, il business Refining , che include il contributo di ADNOC R&GT , ha conseguito un utile operativo proforma adjusted pari a € 727 mln, in miglioramento di più del 400% rispetto al terzo trimestre 2025. Tali risultati riflettono la capacità del business di catturare i benefici connessi a uno scenario dei margini di raffinazione

11 particolarmente favorevole grazie all a disponibilità degli impianti, a tassi di utilizzo in lieve miglioramento e alla ripresa delle ordinarie attività di esportazione e trading della società collegata. Tali effetti positivi sono stati parzialmente compensati dai maggiori costi di trasporto marittimo , dal restringimento dei differenziali tra greggi pesanti e leggeri che ha penalizzato i margini nei cicli complessi , nonché da alcune operazioni di hedging . Nei nove mesi 2026, il business ha conseguito un utile operativ o proforma adjusted di € 793 mln, in aumento rispetto all’utile di €35 mln registrat o nel periodo di confronto.

• Nel terzo trimestre 2026, il business della Chimica gestito da Versalis ha riportato una perdita operativa proforma adjusted pari a € 178 mln, in lieve miglioramento rispetto al terzo trimestre 2025, impattata dalla ripresa delle deboli tendenze strutturali che caratterizzano il settore europeo da diversi anni, dopo il temporaneo recupero registrato nel secondo trimestre per effetto delle ripercussioni della crisi dello Stretto di Hormuz. Nel terzo trimestre 2026, il rapido incremento dei costi d elle materie prime petrolifere e dei maggiori costi per energia e altri costi di gestione degli impianti che non sono stati riflessi sui prezzi di vendita delle plastiche di base a causa delle condizioni macroeconomiche sfavorevoli che hanno pesato sulla domanda e delle pressioni competitive esercitate da operatori caratterizzati da strutture di costo più vantaggiose, in un contesto di eccesso di capacità produttiva a livello glob ale. Di conseguenza, i margini dei prodotti si sono attestati su livelli inferiori a quelli, già depressi, registrati nel trimestre di confronto . Gli effetti negativi dello scenario sono stati assorbiti dalle azioni di ottimizzazione e dalle efficienze di costo derivanti dalle iniziative di ristrutturazione in corso e dalle chiusure di impianti effettuate durante lo scorso anno. Nei nove mesi 2026, la perdita proforma adjusted di € 401 mln, in miglioramento del 35% rispetto alla perdita di € 615 mln nei nove mesi 2025 .

• Il business Sites in transformation gestisce le attività di ristrutturazione, comprese operazioni di bonifica e smantellamento di siti petrolchimici, tra cui Brindisi e Priolo, presso i quali sono state chiuse definitivamente le attività tradizionali e sono in corso piani di riconversione e trasformazione industriale. Nel terzo trimestre 2026 la perdita operativa di €77 mln è dovuta ai costi sostenuti per la preparazione dei siti in vista della successiva fase di investimenti di sviluppo, mentre gli oneri relativi allo smantellamento e ripri stino ambientale sono stati classificati come special items.

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

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 luglio, Eni ha aperto le proprie infrastrutture di supercalcolo a imprese, startup e centri di ricerca, rendendo disponibil i al mercato capacità computazionali, competenze specialistiche e strumenti avanzati per lo sviluppo di soluzioni di intelligenza a rtificiale e innovazione digitale. L'iniziativa si inserisce nel contesto della crescente rilevanza strategica delle infrastrutture digitali, sempre più centrali per la competitività industriale e la sovranità dei dati. Tra le prime realtà ch e hanno manife stato interesse verso l’iniziativa figurano le società Domyn, Mercuria, Dompé, Almawave, Reply e la Fondazione Bruno Kessler. Altre imprese o centri di ricerca potranno unirsi nel tempo sulla base di proposte progettuali di comune interesse con Eni.

• A settembre, Eni Foundation ha inaugurato il reparto maternità del centro sanitario di Karwasa, nel distretto di Musanze , in Ruanda. L’iniziativa si inserisce nell’ambito di un progetto volto a rafforzare i servizi di salute materno -infantile nel Paese, con particolare attenzione alla gestione delle emergenze ostetriche e neonatali, di base e specializzate.

• A settembre, Eni ha firmato un accordo con Generative Bionics, azienda deeptech italiana specializzata nello sviluppo di robot umanoidi basati su Physical AI, con l'obiettivo di valutare possibili ambiti di collaborazione tecnologica e industriale nel campo della robotica avanzata.

• A settembre è stata costituita la Fondazione Systema, un’alleanza italiana che riunisce imprese, industria, finanza, associazioni e istituzioni, tra cui Eni e altre importanti aziende, con l’obiettivo di rafforzare la competitività delle fili ere produttive attraverso la collaborazione, modelli condivisi e la piattaforma Open -es.

• A settembre, Eni è stata classificata prima su 28 società negli indicatori Bloomberg ESG.

• In ottobre, Eni CCUS Holding ha annunciato che Liverpool Bay CCS ha completato l’installazione della nuova piattaforma Douglas CCS nella baia di Liverpool, segnando un importante passo avanti nella realizzazione del progetto per il trasporto e lo stoccaggio di CO₂ che rappresenta l ’infrastruttura portante del cluster di decarbonizzazione industriale HyNet nel Regno Unito. Douglas CCS è la prima piattaforma offshore al mondo progettata appositamente per le attività di Cattura e Stoccaggio della CO 2 nell’ambito della decarbonizzazione del settore industriale.

• In ottobre, completato in Libia il Bouri Gas Utilization Project, consentendo il recupero del gas associato del giacimento.

Si tratta di uno dei più rilevanti interventi di riduzione delle emissioni nel settore energetico libico, con riduzioni attese delle emissioni di gas serra di circa 1,5 milioni di tonnellate di CO ₂ all'anno. Il gas recuperato sarà destinato ai consumi interni.

• In ottobre, Eni ha ricevuto per il terzo anno consecutivo il “Gold Standard reporting” dell’Oil and Gas Methane Partnership 2.0 per l’impegno nella rendicontazione delle emissioni con i massimi livelli di qualità dei dati.

Risultati di sostenibilità e altri sviluppi

13 II Trim.

2026 (€ milioni) 2026 2025 var % 2026 2025 var % 24.375 Ricavi della gestione caratteristica 28.072 20.204 39 75.409 61.536 23 1.898 Utile (perdita) operativo 2.477 1.344 84 6.548 4.834 35 (151) Eliminazione (utile) perdita di magazzino (383) 117 .. (968) 475 ..

1.769 Esclusione special item ⁽ᵃ⁾ 1.605 612 .. 4.053 1.253 ..

3.516 Utile (perdita) operativo adjusted 3.699 2.073 78 9.633 6.562 47 1.859 Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti 2.295 923 .. 5.272 2.796 89 5.375 Utile operativo proforma adjusted 5.994 2.996 .. 14.905 9.358 59

4.769 E&P 4.631 2.638 76 12.757 8.368 52

503 Global Gas & LNG Portfolio (GGP) e Power 445 346 29 1.275 1.206 6 521 Transition Businesses 601 331 82 1.473 929 59 (40) Refining, Chimica e Sites in transformation 472 (53) .. 172 (580) ..

(378) Corporate, altre attività ed elisioni di consolidamento (155) (266) (772) (565) 3.857 Utile (perdita) ante imposte adjusted 4.330 2.273 90 10.565 7.222 46 2.434 Utile (perdita) netto adjusted 2.931 1.315 .. 6.740 3.943 71 3.376 Utile (perdita) netto 3.492 865 .. 8.147 2.621 ..

3.319 Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni 3.205 803 .. 7.595 2.518 ..

(120) Eliminazione (utile) perdita di magazzino (235) 87 .. (633) 333 ..

(866) Esclusione special item ⁽ᵃ⁾ (169) 357 .. (526) 942 ..

2.333 Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni 2.801 1.247 .. 6.436 3.793 70III Trim. Nove mesi (a) Per maggiori informazioni v. tabella "Analisi degli special item".

• Nel terzo trimestre 2026 il Gruppo ha conseguito l’ utile operativo proforma adjusted di €6 mld, raddoppiato rispetto al trimestre di confronto (+€3 mld) grazie al miglioramento gestionale di quasi tutti i business, che hanno saputo cogliere i benefici di uno scenario commodity favorevole attraverso la crescita dei volumi, efficienze di costo e l’ottimizzazione dei margini. E&P ha registrato un utile operativo proforma adjusted di €4, 6 mld, in aumento di €2 mld rispetto al terzo trimestre 2025, sostenuto dalla crescita organica della produzione e dal solido contributo dei satelliti, in particolare graz ie al pieno contributo della JV Searah nel Sud -est asiatico . Il business della raffinazione ha realizzato un solido risultato in uno scenario margini favorevole. I satelliti della transizione hanno conseguito un utile operativo proforma adjusted di €0,6 mld, quasi il doppio rispetto al terzo trimestre 2025, grazie alla crescita dei volumi e all’espansione dei margini.

Nonostante lo scenario sfidante, il business della Chimica ha contenuto gli effetti della contrazione dei margini facendo leva sul le azioni di ristrutturazione in corso, mentre prosegue il percorso di riconversione degli impianti in attività legate alla transizione.

• Nel terzo trimestre 2026 l’utile ante imposte adjusted di €4,33 mld aumenta del 90% rispetto al trimestre di confronto in linea con il trend dell’utile operativo adjusted di Gruppo e per effetto dei maggiori profitti delle società valutate al patrimonio netto, in parte compensati dall’aumento di €0,06 mld degli oneri finanziari netti dovuto al rialzo dei tassi di interesse e ai minori proventi delle attività possedute per la negoziazione valutate al fair value . Nei nove mesi ’26 il Gruppo ha conseguito un utile ante imposte adjusted di € 10,57 mld, in aumento del 46% rispetto a i nove mesi ’25.

• Nel terzo trimestre 2026 l’utile netto adjusted di competenza degli azionisti Eni di €2,80 mld è più che raddoppiato rispetto al trimestre 202 5, tenendo conto della riduzione del tax rate adjusted di Gruppo al 32% rispetto al 42%. La variazione 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 , nonché al maggiore contributo all’utile ante imposte di Gruppo dei risultati delle controllate italiane. Nei nove mesi ’26 l’utile netto adjusted di competenza degli azionisti Eni è pari a € 6,44 mld, in aumento del 70% rispetto a i nove mesi ’25.

Risultati di Gruppo

14 Posizione finanziaria netta e cash flow operativo II Trim.

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

3.376 Utile (perdita) netto 3.492 865 2.627 8.147 2.621 5.526 Rettifiche per ricondurre l 'utile (perdita ) netto al flusso di cassa netto da attività operativa :

140 - ammortamenti e altre componenti non monetarie (352) 1.505 (1.857) 1.424 5.063 (3.639)

- plusvalenze nette su cessioni di attività (45) (32) (13) (50) (38) (12) 1.539 - dividendi, interessi e imposte 1.274 891 383 3.974 3.275 699 269 Variazione del capitale di esercizio 178 435 (257) (1.338) 627 (1.965) 578 Dividendi incassati da partecipate 1.112 417 695 1.980 1.296 684 (1.196) Imposte pagate (1.148) (812) (336) (3.199) (3.042) (157) (436) Interessi (pagati) incassati (152) (191) 39 (882) (822) (60) 4.270 Flusso di cassa netto da attività operativa 4.359 3.078 1.281 10.056 8.980 1.076 (2.041) Investimenti tecnici (1.415) (2.017) 602 (5.423) (5.790) 367 (735) Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda (134) (229) 95 (934) (580) (354) (281) Dismissioni di partecipazioni consolidate , rami d 'azienda , attività materiali e immateriali e partecipazioni 215 1.275 (1.060) (56) 1.359 (1.415) 240 Altre variazioni relative all 'attività di investimento (244) (93) (151) 11 (268) 279 1.453 Free cash flow 2.781 2.014 767 3.654 3.701 (47) 9 Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all 'attività operativa (1.895) (459) (1.436) (2.725) (649) (2.076) 104 Variazione debiti finanziari correnti e non correnti 1.669 (97) 1.766 4.129 (1.421) 5.550 (327) Rimborso di passività per beni in leasing (272) (303) 31 (941) (978) 37 (1.452) Flusso di cassa del capitale proprio 907 (1.371) 2.278 (1.620) 193 (1.813) (156) Flusso di cassa netto delle obbligazioni perpetue subordinate ibride e interessi (30) (1) (29) 774 125 649 8 Variazioni area di consolidamento e differenze cambio sulle disponibilità 57 2 55 80 (202) 282

(361) VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILITA' LIQUIDE ED EQUIVALENTI 3.217 (215) 3.432 3.351 769 2.582

4.469 Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted 4.287 3.297 990 11.634 9.486 2.148 II Trim.

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

1.453 Free cash flow 2.781 2.014 767 3.654 3.701 (47) (327) Rimborso di passività per beni in leasing (272) (303) 31 (941) (978) 37 (9) Debiti e crediti finanziari società acquisite (9) (9) (238) Debiti e crediti finanziari società disinvestite 1.846 1.846 1.608 1.608 307 Supplier agreement, differenze cambio e altre variazioni (663) (72) (591) (640) (797) 157 (1.452) Flusso di cassa del capitale proprio 907 (1.371) 2.278 (1.620) 193 (1.813) (156) Flusso di cassa netto delle obbligazioni perpetue subordinate ibride e interessi (30) (1) (29) 774 125 649

(422) VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO ANTE PASSIVITA' PER LEASING 4.569 267 4.302 2.826 2.244 582

327 Rimborsi lease liability 272 303 (31) 941 978 (37) (141) Accensioni del periodo e altre variazioni (445) (113) (332) (855) (43) (812) (236) VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO POST PASSIVITA' PER LEASING 4.396 457 3.939 2.912 3.179 (267)III Trim.

III Trim. Nove mesi

Nove mesi

Il flusso di cassa netto da attività operativa dei nove mesi 2026 pari a € 10.0 56 mln, include € 1.980 mln di dividendi distribuiti dalle partecipate.

Il flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted si ridetermina in € 11.63 4 mln nei nove mesi 2026 (€4.28 7 mln nel terzo 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 ;

• accantonamenti a fondi rischi e altri oneri/proventi straordinari (per il terzo trimestre include anche il rigiro del provento stanziato per competenza nel precedente trimestre relativo a una distribuzione agli azionisti di Searah JV).

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.

II Trim.

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

4.270 Flusso di cassa netto da attività operativa 4.359 3.078 1.281 10.056 8.980 1.076 (269) Variazione del capitale di esercizio (178) (435) 257 1.338 (627) 1.965 (123) Esclusione derivati su commodity 828 50 778 900 (3) 903 (151) Esclusione (utile) perdita di magazzino (383) 117 (500) (968) 475 (1.443) 3.727 Flusso di cassa netto ante variazione circolante a costi di rimpiazzo 4.626 2.810 1.816 11.326 8.825 2.501 742 (Proventi) oneri straordinari e altre variazioni (339) 487 (826) 308 661 (353) 4.469 Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted 4.287 3.297 990 11.634 9.486 2.148III Trim. Nove mesi

I capex organici di €5,06 mld nei nove mesi 2026 registrano una riduzione del 14% rispetto ai nove mesi 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 .

Nei nove mesi 2026 l’indebitamento finanziario netto ante IFRS 16 è diminuito di circa €2,8 mld attestandosi a €6,7 mld. I principali movimenti in entrata sono il flusso di cassa netto da attività operativa adjusted di €11,6 3 mld, l’apporto di capitale da parte di terzi relativo alla monetizzazione di un portafoglio di infrastrutture upstream (€1,75 mld) e l’emissione di un b ond ibrido pari a €0,99 mld. Tali flussi hanno finanziato i capex organici di €5,06 mld, i fabbisogni d el circolante (€1, 4 mld), il pagamento dei dividendi agli azionisti Eni e l’acquisto di azioni proprie di €4, 30 mld (€2, 33 mld di pagamento dividendo e €1,96 mld relativi al riacquisto di azioni), il pagamento delle rate di leasing e delle cedole dei bond ibridi (€1, 3 mld) , acquisizioni e altri effetti di portafoglio per circa €1,3 mld e l’accensione di nuovi supplier agreement e altre variazioni (€ 1 mld) .

L’operazione di deconsolidamento di Plenitude ha comportato un beneficio sulla posizione finanziaria netta del bilancio consolidato di circa €2 ,75 mld.

Eni, a seguito dell’autorizzazione dell’Assemblea degli Azionisti del 6 maggio 2026, ha avviato un nuovo programma di acquisto di azioni proprie da eseguirsi entro aprile 2027, nel limite dell'importo massimo autorizzato di €4 mld. In linea co n la politica di remunerazione di Gruppo, il management prevede di attuare un programma di buyback di €3,8 mld. Alla data del 16 ottobre 2026, sono state acquistate circa 85 mln di azioni con un esborso di €1, 95 mld.

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

Capitale immobilizzato

Immobili, impianti e macchinari 50.536 49.997 (539) Diritto di utilizzo beni in leasing 5.184 5.100 (84) Attività immateriali 6.022 1.525 (4.497) Rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo 1.187 1.787 600 Partecipazioni 14.484 25.791 11.307 Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa 974 1.020 46 Debiti netti relativi all’attività di investimento (1.337) (1.416) (79) 77.050 83.804 6.754 Capitale di esercizio netto Rimanenze 5.143 8.011 2.868 Crediti commerciali 8.986 11.288 2.302 Debiti commerciali (13.901) (17.899) (3.998) Attività (passività) tributarie nette 1.506 1.973 467 Fondi per rischi e oneri (14.580) (14.131) 449 Altre attività (passività) d’esercizio (1.572) (4.235) (2.663) (14.418) (14.993) (575) Fondi per benefici ai dipendenti (596) (719) (123) Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili 5.979 1.864 (4.115)

CAPITALE INVESTITO NETTO 68.015 69.956 1.941

Patrimonio netto degli azionisti Eni 47.940 54.508 6.568 Interessenze di terzi 4.847 3.132 (1.715) Patrimonio netto 52.787 57.640 4.853 Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16 9.528 6.702 (2.826) Passività per beni leasing 5.700 5.614 (86) Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16 15.228 12.316 (2.912)

COPERTURE 68.015 69.956 1.941

Gearing ante lease liability ex IFRS 16 0,15 0,10 Gearing post lease liability ex IFRS 16 0,22 0,18

Al 30 settembre 2026 il capitale immobilizzato (€83,8 mld) è aumentato di circa €6, 8 mld rispetto al 31 dicembre 2025, per effetto principalmente della rilevazione iniziale della partecipazione del 65% mantenuta in Plenitude di €6, 8 mld a seguito della perdita del controllo e costituzione di una JV valutata con il metodo del patrimonio netto, nonché della rilevazione iniziale, a giugno 2026, della partecipazione del 50% nella joint venture Searah per € 4,9 mld per effetto del conferimento delle attività a gas Eni alla nuova entità in Indonesia . Gli investimenti del periodo di €5,4 mld sono stati compensati dagli ammortamenti/svalutazioni. Le differenze cambio hanno segno positivo di €2 mld (al 30 settembre 2026, cambio puntuale EUR/USD pari a 1,135 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 €15 mld, in lieve diminuzione rispetto al 31 dicembre 2025. 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 gli utilizzi netti di fondi rischi e oneri, sono stati più che compensati dal saldo della variazione tra crediti e debiti commerciali (€1,7 mld) e dall’incremento delle altre passività nette (€2,7 mld) per effetto delle variazioni del fair value degli strumenti derivati .

Le attività destinate alla vendita includono asset del settore upstream .

Il patrimonio netto degli azionisti Eni (€54, 5 mld) è aumentato di €6, 6 mld rispetto al 31 dicembre 2025 per effetto dell'utile netto del periodo (€ 7,6 mld), differenze cambio positive (€1, 7 mld), parzialmente compensate dalla variazione negativa della riserva di cash flow hedge per €2,2 mld , dalla remunerazione degli azionisti di circa €4,3 mld (distribuzione dividendi e riacquisto di azioni proprie) , nonché l’apporto di capitale pari a €1, 8 mld di un pool di investitori per partecipare ai futuri dividendi attesi da parte di un portafoglio upstream su base infrastrutturale.

Le interessenze di terzi di €3,1 mld includono: i) la partecipazione di minoranza del socio KKR nel capitale sociale di Enilive (€0,9 mld) nel 2025; (ii) il bond ibrido perpetuo subordinato emesso da una controllata nel 2024 (€1,8 mld) classificato a

17 patrimonio netto in considerazione del diritto incondizionato del Gruppo di evitare il trasferimento di attività finanziarie agli obbligazionisti, (iii) l’interessenza di terzi in Plenitude pari a €2 mld, riferibile agli apporti di capitale effettuati dal fondo Ares ed EIP, è stata eliminata a seguito della perdita del controllo di Plenitude da parte del Gruppo Eni.

L’indebitamento finanziario netto5 ante lease liability al 30 settembre 2026 è pari a €6,7 mld, in riduzione di circa €2,8 mld rispetto al 31 dicembre 2025 . Il gearing 6 – rapporto tra indebitamento finanziario netto e capitale investito netto, entrambi ante lease liabilities – si attesta al 10% al 30 settembre 2026; ovvero 9% su base proforma considerando le operazioni di portafoglio in corso relative principalmente alla cessione della partecipazione del 10% negli asset in Indonesia.

Special item

Gli special item dell’utile operativo (al lordo del relativo effetto fiscale) sono rappresentati da oneri netti di € 4.053 mln nei nove mesi 2026 ( €1.605 mln nel terzo trimestre 2026 ) con il seguente breakdown per settore:

• E&P: oneri netti di € 2.021 mln nei nove mesi 2026 (oneri netti di € 264 mln nel terzo 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 (€ 1.231 mln e € 28 mln ne i nove mesi e nel terzo trimestre 2026 rispettivamente) ; svalutazione di crediti (€ 102 mln e €10 mln nei nove mesi e nel terzo trimestre 2026 rispettivamente ), attività di decommissioning svolte in conformità con la normativa vigente (€67 mln in entrambi i periodi), accantonamenti a fondo rischi (€44 mln e €33 mln nei nove mesi e nel terzo trimestre 2026 rispettivamente) e oneri per incentivazione all’esodo (€38 mln e €29 mln nei nove mesi e nel terzo trimestre 2026 rispettivamente);

• GGP e Power: oneri netti di € 1.574 mln nei nove mesi 2026 (oner i netti di €1.142 mln nel terzo 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 €1.619 mln e di €1.305 mln rispettivamente nei nove mesi e nel terzo trimestre 2026) . La riclassificazione del saldo posi tivo di € 176 mln nei nove mesi 2026 (€24 mln nel terzo 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 € 953 mln (provent i netti di €589 mln nel terzo trimestre 2026) relativi principalmente alla componente valutativa dei derivati su commodity privi dei requisiti per l’hedge accounting (un provento di €1.102 mln e di €693 mln rispettivamente nei nove mesi e nel terzo trimestre 2026 );

• Refining , Chimica e Sites in t ransformation : oneri netti di € 1.080 mln (€546 mln nel terzo trimestre 2026) relativi principalmente alla componente valutativa dei derivati su commodity privi dei requisiti per l’hedge accounting (€ 360 mln e €182 mln rispettivamente nei nove mesi e nel terzo trimestre 2026) ; al write -down degli investimenti di compliance e stay -in-business relativi a CGU con flussi di cassa attesi negativi nel business Refining (€210 mln e € 48 mln rispettivamente nei nove mesi e nel terzo trimestre 2026) , nonché accantonamenti ambientali di € 316 mln (€ 226 mln nel terzo trimestre 2026) .

Al di sotto del risultato operativo, i principali special item hanno riguardato la plusvalenza di circa €2 mld rilevata a seguito del conferimento, nel giugno 2026, di asset a gas in Indonesia nella JV Searah con Pe tronas , effettuato in cambio di una partecipazione del 50% nella nuova entità valutata con il metodo del patrimonio netto, nonché la plusvalenza di circa €1,5 mld derivante dall’allineamento al fair value della partecipazione residua mante nuta in Plenitude a seguito della perdita del controllo sulla società conseguente alla transazione con il fondo di private equity Ares .

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

6 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 terzo trimestre e ai nove mesi 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 reporting trimestrale.

Le informazioni economiche sono fornite con riferimento al terzo trimestre e ai nove mesi 2026 e ai relativi comparative period ( terzo trimestre e nove mesi 2025 e secondo trimestre 202 6). I flussi di cassa sono presentati con riferimento agli stessi periodi. Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 30 settembre 2026 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 International Financial Re porting 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 rilevazione e valutazio ne adottati n ella preparazione dei risultati trimestrali 2026 sono gli stessi della Relazione Finanziaria Annuale 202 5 alla quale si rinvia.

Con effetto dal 30 settembre 2026, Eni e il fondo di private equity Ares hanno perfezionato un aumento di capitale non proporzionale in Plenitude, ex società controllata d a Eni, sottoscritto per il 30% da Eni e per la quota restante da Ares, con conseguente diluizione della partecipazione di Eni a l 65%.

Nell’ambito dell’operazione, i due azionisti hanno concordato un nuovo quadro di governance, che istituisce il controllo co ngiunto sull’entità. Pertanto, alla chiusura dell’operazione, le attività e le passività di Plenitude sono state eliminate dal bilancio consolidato del Grup po Eni e la quota di partecipazione del 65% mantenuta nella società partecipata è stata iscritta al relativo fair value alla data della transazione , con la r ilevazione di un a plusvalenza di circa €1,5 mld. Tale plusvalenza è stata rilevata nei risultati delle discontinued operations . Successivamente alla perdita del controllo , la partecipazione in Plenitude sarà classificata come joint venture e valutata secondo il metodo del patrimonio netto.

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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, perfo rmance 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 misur a anche 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 es ogene 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 del l’indebitamento 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 terzo trimestre e de i nove mesi 2026 (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 reporting per iod futuri. Analogamente sono classificati come special items gli effetti valutativi relativi ad attività/passività impiegate in una relazione di natural hedge di un ri schio 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 futur i reporting period al manifestarsi del sottostante. In applicazione della Delibera CONSOB n. 15519 del 27 luglio 2006, le componenti reddituali derivanti da eventi 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 ) III trimestre 2026

Plenitude

Elisioni

infragruppo

TOTALE

Utile (perdita) operativo 2.440 (703) 389 864 (45) (448) (20) 2.477 (864) 249 (615) 1.862 Esclusione (utile) perdita di magazzino (154) (300) 71 (383) (383) Esclusione special item:

oneri ambientali 7 226 159 392 392 svalutazioni (riprese di valore) nette 28 1 28 63 5 125 125 plusvalenze nette su cessione di asset (9) (2) (11) (11) accantonamenti a fondo rischi 33 (1) (4) 28 28 oneri per incentivazione all'esodo 29 10 55 1 56 87 238 (1) (1) 237 derivati su commodity 34 1.305 28 (721) 182 828 721 (722) (1) 827 differenze e derivati su cambi (7) 24 (1) 1 17 17 altro 156 (198) 1 13 21 (5) (12) (13) (13) (25) Special item dell'utile (perdita) operativo 264 1.142 118 (707) 546 242 1.605 707 (722) (15) 1.590 Utile (perdita ) operativo adjusted delle società consolidate (a) 2.704 439 353 157 201 (206) 51 3.699 (157) (473) (630) 3.069 Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b) 1.927 6 57 34 271 2.295 (34) (34) 2.261 Utile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b) 4.631 445 410 191 472 (206) 51 5.994 (191) (473) (664) 5.330 Oneri finanziari e dividendi delle società consolidate (d) 21 (4) 3 (3) (174) (157) (3) 2 (1) (158) Oneri finanziari e dividendi delle società partecipate rilevanti (e) (196) 3 (3) (21) 2 (215) 21 21 (194) Imposte sul reddito delle società partecipate rilevanti (f) (1.233) (3) (8) (48) (1.292) 8 8(1.284) Utile (perdita ) netto adjusted delle società partecipate rilevanti (g)=(b)+(e)+(f) 498 6 54 5 225 788 (5) (5) 783 Utile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g) 3.223 441 407 165 423 (380) 51 4.330 (165) (471) (636) 3.694 Imposte sul reddito (i) (1.123) (173) (111) (45) (110) 180 (17) (1.399) 45 (7) 38 (1.361) Tax rate (%) 32,3 36,8 Utile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i) 2.100 268 296 120 313 (200) 34 2.931 (120) (478) (598) 2.333

di cui:

- utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi 130 267 397

- utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni 2.801 (865) 1.936 Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni 3.205 (1.757) 1.448 Esclusione (utile) perdita di magazzino (235) (235) Esclusione special item (169) 892 723 Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni 2.801 (865) 1.936Effetto 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)

III trimestre 2025

Plenitude

Elisioni

infragruppo

TOTALE

Utile (perdita) operativo 1.670 227 219 23 (291) (418) (86) 1.344 (23) (489) (512) 832 Esclusione (utile) perdita di magazzino (8) 69 56 117 117 Esclusione special item:

oneri ambientali (recupero costi da terzi) 2 11 19 32 32 svalutazioni (riprese di valore) nette 109 9 59 4 181 181 accantonamenti a fondo rischi 38 170 208 208 oneri per incentivazione all'esodo 3 1 1 1 3 10 19 (1) (1) 18 derivati su commodity 16 (32) 1 66 (1) 50 (66) 64 (2) 48 differenze e derivati su cambi (32) 17 (1) (1) (17) (17) altro (6) 129 8 2 7 (1) 139 (2) (2) 137 Special item dell'utile (perdita) operativo 130 115 30 69 86 182 612 (69) 64 (5) 607 Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (a) 1.800 342 241 92 (136) (236) (30) 2.073 (92) (425) (517) 1.556 Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b) 838 4 (8) 6 83 923 (6) (6) 917 Utile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b) 2.638 346 233 98 (53) (236) (30) 2.996 (98) (425) (523) 2.473 Oneri finanziari e dividendi delle società consolidate (d) (84) (4) (6) (6) 3 (75) (172) 6 4 10 (162) Oneri finanziari e dividendi delle società partecipate rilevanti (e) (137) 3 (2) (9) (19) (164) 9 9 (155) Imposte sul reddito delle società partecipate rilevanti (f) (402) 3 1 11 (387) (1) (1) (388) Utile (perdita) netto adjusted delle società partecipate rilevanti (g)=(b)+(e)+(f) 299 10 (10) (2) 75 372 2 2 374 Utile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g) 2.015 348 225 84 (58) (311) (30) 2.273 (84) (421) (505) 1.768 Imposte sul reddito (i) (840) (132) (62) (31) (16) 114 9 (958) 31 (5) 26 (932) Tax rate (%) 42,1 52,7 Utile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i) 1.175 216 163 53 (74) (197) (21) 1.315 (53) (426) (479) 836

di cui:

- utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi 68 (48) 20

- utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni 1.247 (431) 816 Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni 803 (448) 355 Esclusione (utile) perdita di magazzino 87 87 Esclusione special item 357 17 374 Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni 1.247 (431) 816Effetto 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)

Nove mesi 2026

Plenitude

Elisioni

infragruppo

TOTALE

Utile (perdita) operativo 5.942 (322) 764 1.690 (347) (1.063) (116) 6.548 (1.690) (1.114) (2.804) 3.744 Esclusione (utile) perdita di magazzino (189) (855) 76 (968) (968) Esclusione special item:

oneri ambientali 15 55 316 149 535 535 svalutazioni (riprese di valore) nette 1.231 1 39 250 78 1.599 1.599 plusvalenze nette su cessione di asset (14) (2) (16) (16) accantonamenti a fondo rischi 44 1 2 47 47 oneri per incentivazione all'esodo 38 11 56 3 68 94 270 (3) (3) 267 derivati su commodity 23 1.619 42 (1.144) 360 900 1.144 (1.147) (3) 897 differenze e derivati su cambi 20 176 (3) 17 210 210 altro 664 (233) (9) 7 71 8 508 (7) (7) 501 Special item dell'utile (perdita) operativo 2.021 1.574 181 (1.134) 1.080 331 4.053 1.134 (1.147) (13) 4.040 Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (a) 7.963 1.252 756 556 (122) (732) (40) 9.633 (556) (2.261) (2.817) 6.816 Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b) 4.794 23 87 74 294 5.272 (74) (74) 5.198 Utile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b) 12.757 1.275 843 630 172 (732) (40) 14.905 (630) (2.261) (2.891) 12.014 Oneri finanziari e dividendi delle società consolidate (d) (162) (13) (14) 1 2 (495) (681) (1) (10) (11) (692) Oneri finanziari e dividendi delle società partecipate rilevanti (e) (645) 9 (8) (60) (29) (733) 60 60 (673) Imposte sul reddito delle società partecipate rilevanti (f) (2.860) (9) (13) (44) (2.926) 13 13 (2.913) Utile (perdita) netto adjusted delle società partecipate rilevanti (g)=(b)+(e)+(f) 1.289 23 79 1 221 1.613 (1) (1) 1.612 Utile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g) 9.090 1.262 821 558 101 (1.227) (40) 10.565 (558) (2.271) (2.829) 7.736 Imposte sul reddito (i) (3.261) (479) (224) (174) (104) 404 13 (3.825) 174 (18) 156 (3.669) Tax rate (%) 36,2 47,4 Utile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i) 5.829 783 597 384 (3) (823) (27) 6.740 (384) (2.289) (2.673) 4.067

di cui:

- utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi 304 (359) (55)

- utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni 6.436 (2.314) 4.122 Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni 7.595 (3.124) 4.471 Esclusione (utile) perdita di magazzino (633) (633) Esclusione special item (526) 810 284 Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni 6.436 (2.314) 4.122Exploration &

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)

Nove mesi 2025

Plenitude

Elisioni

infragruppo

TOTALE

Utile (perdita) operativo 5.116 1.585 393 87 (1.593) (957) 203 4.834 (87) (2.864) (2.951) 1.883 Esclusione (utile) perdita di magazzino 34 496 (55) 475 475 Esclusione special item:

oneri ambientali (recupero costi da terzi) 33 136 55 224 224 svalutazioni (riprese di valore) nette 578 14 218 12 822 822 plusvalenze nette su cessione di asset (3) (3) (6) (6) accantonamenti a fondo rischi 38 16 171 225 225 oneri per incentivazione all'esodo 12 1 2 1 10 27 53 (1) (1) 52 derivati su commodity (3) (374) 2 358 14 (3) (358) 354 (4) (7) differenze e derivati su cambi (17) (280) (1) 2 (296) (296) altro (32) 251 12 12 12 (21) 234 (12) (12) 222 Special item dell'utile (perdita) operativo 573 (402) 62 371 405 244 1.253 (371) 354 (17) 1.236 Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (a) 5.689 1.183 489 458 (692) (713) 148 6.562 (458) (2.510) (2.968) 3.594 Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b) 2.679 23 (32) 14 112 2.796 (14) (14) 2.782 Utile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b) 8.368 1.206 457 472 (580) (713) 148 9.358 (472) (2.510) (2.982) 6.376 Oneri finanziari e dividendi delle società consolidate (d) (55) (13) (14) (19) (2) (91) (194) 19 75 94 (100) Oneri finanziari e dividendi delle società partecipate rilevanti (e) (459) 8 (5) (33) (60) (549) 33 33 (516) Imposte sul reddito delle società partecipate rilevanti (f) (1.426) (1) 34 (1.393) (1.393) Utile (perdita) netto adjusted delle società partecipate rilevanti (g)=(b)+(e)+(f) 794 30 (37) (19) 86 854 19 19 873 Utile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g) 6.428 1.200 438 420 (608) (804) 148 7.222 (420) (2.435) (2.855) 4.367 Imposte sul reddito (i) (2.881) (442) (134) (144) 27 336 (41) (3.279) 144 (12) 132 (3.147) Tax rate (%) 45,4 72,1 Utile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i) 3.547 758 304 276 (581) (468) 107 3.943 (276) (2.447) (2.723) 1.220

di cui:

- utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi 150 (235) (85)

- utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni 3.793 (2.488) 1.305 Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni 2.518 (2.569) (51) Esclusione (utile) perdita di magazzino 333 333 Esclusione special item 942 81 1.023 Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni 3.793 (2.488) 1.305Exploration &

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 ) 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 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) 1.878

CONTINUING

OPERATIONSGRUPPOEffetto eliminazione utili

interniPlenitudeEsclusione discontinued

operationsExploration &

Production

Global Gas & LNG Portfolio e Power

Enilive

Refining, Chimica e Sites in transformation Corporate e Altre

attività

Analisi degli special item

II Trim.

2026 (€ milioni) 2026 2025 2026 2025 103 Oneri ambientali 392 32 535 224 1.287 Svalutazioni (riprese di valore) nette 125 181 1.599 822 Plusvalenze nette su cessione di asset (11) (16) (6) 19 Accantonamenti a fondo rischi 28 208 47 225 16 Oneri per incentivazione all'esodo 238 19 270 53 (123) Derivati su commodity 828 50 900 (3) 70 Differenze e derivati su cambi 17 (17) 210 (296) 397 Altro (12) 139 508 234 1.769 Special item dell'utile (perdita) operativo 1.605 612 4.053 1.253 (75) Oneri (proventi) finanziari (24) 11 (225) 280

di cui:

(70) - riclassifica delle differenze e derivati su cambi nell'utile (perdita) operativo (17) 17 (210) 296 (2.384)Oneri (proventi) su partecipazioni, inclusi proventi netti su business combination e altro(1.473) (112) (3.909) (266) (146) Imposte sul reddito (401) (145) (652) (285) (836) Totale special item dell'utile (perdita) netto (293) 366 (733) 982

di competenza:

(866) - azionisti Eni (169) 357 (526) 942 30 - interessenze di terzi (124) 9 (207) 40III Trim. Nove mesi

23 Riconduzione utile operativo proforma adjusted di Gruppo II Trim.

2026(€ milioni) 2026 2025 var % 2026 2025 var % 2.976 Utile operativo adjusted E&P 2.704 1.800 50 7.963 5.689 40 1.793 Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti 1.927 838 .. 4.794 2.679 79 4.769 Utile operativo proforma adjusted E&P 4.631 2.638 76 12.757 8.368 52 495 Utile operativo adjusted GGP e Power 439 342 28 1.252 1.183 6 8 Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti 6 4 50 23 23 -

503 Utile operativo proforma adjusted GGP e Power 445 346 29 1.275 1.206 6 466 Utile operativo adjusted Transition Businesses 510 333 53 1.312 947 39 55 Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti 91 (2) .. 161 (18) ..

521 Utile operativo proforma adjusted Transition Businesses 601 331 82 1.473 929 59 (43) Utile operativo adjusted Refining, Chimica e Sites in transformation 201 (136) .. (122) (692) 82 3 Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti 271 83 .. 294 112 ..

(40) Utile operativo proforma adjusted Refining, Chimica e Sites in transformation 472 (53) .. 172 (580) ..

(230) Utile operativo adjusted altri settori (206) (236) 13 (732) (713) (3) (148) Effetto eliminazione utili interni 51 (30) .. (40) 148 ..

5.375 Utile operativo proforma adjusted di Gruppo ⁽ᵃ⁾ 5.994 2.996 .. 14.905 9.358 59III Trim. Nove mesi (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

2.477 (383) 1.588 17 3.699 Utile operativo 6.548 (968) 3.843 210 9.633 (284) (7) (17) (308) Proventi/oneri finanziari (663) (15) (210) (888) 2.412 (1.473) 939 Proventi/oneri da partecipazioni 5.729 (3.909) 1.820 (1.113) 115 (401) (1.399) Imposte sul reddito (3.467) 294 (652) (3.825) 3.492 (268) (293) 2.931 Utile netto 8.147 (674) (733) 6.740 287 (33) (124) 130 - Interessenze di terzi 552 (41) (207) 304 3.205 (235) (169) 2.801 Utile netto di competenza azionisti Eni 7.595 (633) (526) 6.436Nove mesi III 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

1.344 117 629 (17) 2.073 Utile operativo 4.834 475 1.549 (296) 6.562 (258) (6) 17 (247) Proventi/oneri finanziari (668) (16) 296 (388) 559 (112) 447 Proventi/oneri da partecipazioni 1.314 (266) 1.048 (780) (33) (145) (958) Imposte sul reddito (2.859) (135) (285) (3.279) 865 84 366 1.315 Utile netto 2.621 340 982 3.943 62 (3) 9 68 - Interessenze di terzi 103 7 40 150 803 87 357 1.247Utile netto di competenza azionisti Eni2.518 333 942 3.793Nove mesi III Trimestre

2026

(€ milioni)Risultati

reported

Profit on

stock

Special

items

Riclassifica

oneri

finanziariRisultati

adjusted

Utile operativo 1.898 (151) 1.699 70 3.516 Proventi/oneri finanziari (191) (5) (70) (266) Proventi/oneri da partecipazioni 2.991 (2.384) 607 Imposte sul reddito (1.322) 45 (146) (1.423) Utile netto 3.376 (106) (836) 2.434

- Interessenze di terzi 57 14 30 101 Utile netto di competenza azionisti Eni 3.319 (120) (866) 2.333II Trim.

24 Ricavi della gestione caratteristica II Trim.

2026(€ milioni)2026 2025 var % 2026 2025 var % 16.579 Exploration & Production 17.639 13.329 32 47.956 38.271 25 4.058 Global Gas & LNG Portfolio e Power 6.290 3.503 80 15.723 12.537 25 6.917 Enilive 7.726 5.206 48 19.400 14.742 32 6.441 Refining, Chimica e Sites in transformation 7.050 4.545 55 17.603 14.010 26 476 Corporate e altre attività 499 487 2 1.431 1.466 (2) (12.157) Elisioni di consolidamento (13.559) (8.670) (56) (34.412) (26.874) (28) 22.314 25.645 18.400 39 67.701 54.152 25III Trim. Nove mesi

Costi operativi

II Trim.

2026(€ milioni) 2026 2025 var % 2026 2025 var % 17.806 Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi 20.674 15.362 35 54.603 45.416 20 51 Svalutazioni (riprese di valore) nette di crediti commerciali e altri crediti 40 (24) .. 141 49 ..

759 Costo lavoro 889 676 32 2.471 2.230 11 15 di cui: incentivi per esodi agevolati e altro 237 18 .. 267 52 ..

18.616 21.603 16.014 35 57.215 47.695 20III Trim. Nove mesi

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

2026(€ milioni)2026 2025 var % 2026 2025 var % 1.514 Exploration & Production 1.363 1.521 (10) 4.310 4.586 (6) 42 Global Gas & LNG Portfolio e Power 47 64 (27) 137 196 (30) 76 Enilive 74 79 (6) 223 224 -

38 Refining, Chimica e Sites in transformation 38 39 (3) 111 114 (3) 40 Corporate e altre attività 41 38 8 120 115 4 (8) Effetto eliminazione utili interni (9) (10) 10 (26) (26) -

1.702 Ammortamenti 1.554 1.731 (10) 4.875 5.209 (6) 1.287Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing125 181 (31) 1.599 822 95 2.989 Ammortamenti, svalutazioni e riprese di valore 1.679 1.912 (12) 6.474 6.031 7 113 Radiazioni 9 11 (18) 128 (3) ..

3.102 1.688 1.923 (12) 6.602 6.028 10Nove mesi III Trim.

Proventi (oneri) su partecipazioni

(€ milioni)

Nove mesi 2026Exploration & ProductionGlobal Gas &

LNG Portfolio

e PowerEniliveRefining, Chimica e Sites in

transformationCorporate e

altre attivitàGruppo

Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto 1.574 23 109 283 (40) 1.949 Dividendi 148 6 1 21 176 Plusvalenze (minusvalenze) nette da cessione di partecipazioni 18 18 Altri proventi (oneri) netti 2.088 2 (3) 2.087 3.810 25 115 284 (4) 4.230

Analisi delle principali voci del conto economico – continuing

operations

25 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 Sett. 2026 Var. ass.

Debiti finanziari e obbligazionari 28.464 34.390 5.926

- Debiti finanziari a breve termine 8.363 8.362 (1)

- Debiti finanziari a lungo termine 20.101 26.028 5.927 Disponibilità liquide ed equivalenti (8.100) (11.767) (3.667) Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico (6.991) (8.371) (1.380) Crediti finanziari non strumentali all’attività operativa (3.845) (7.550) (3.705) Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16 9.528 6.702 (2.826) Passività per beni in leasing 5.700 5.614 (86) Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16 15.228 12.316 (2.912) Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi 52.787 57.640 4.853 Gearing ante lease liability ex IFRS 16 0,15 0,10 Gearing post lease liability ex IFRS 16 0,22 0,18

I crediti finanziari non strumentali all’attività operativa sono aumentati per effetto della rilevazione dei crediti infragruppo in essere concessi da Eni a Plenitude pari a circa €1,7 mld portati in riduzione de i debiti finanziari lordi del Gruppo ai fini della determinazione dell’indebitamento finanziario netto, nell’ambito del concordato piano di rimborso con conseguente esposizione del Gruppo al solo rischio di credito . La restante parte dell’incremento è dovuta ai maggiori depositi di marginazione in relazione all’attività di trading di commodity e altri impieghi.

Gearing e indebitamento finanziario netto

26 STATO PATRIMONIALE

(€ milioni)

30 Sett. 2026 31 Dic. 2025

ATTIVITÀ

Attività correnti

Disponibilità liquide ed equivalenti 11.767 8.100 Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico 8.371 6.991 Altre attività finanziarie 2.710 3.710 Crediti commerciali e altri crediti 15.197 12.436 Rimanenze 8.011 5.143 Attività per imposte sul reddito 942 539 Altre attività 5.522 3.943

52.520 40.862

Attività non correnti Immobili, impianti e macchinari 49.997 50.536 Diritto di utilizzo beni in leasing 5.100 5.184 Attività immateriali 1.525 6.022 Rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo 1.787 1.187 Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto 24.362 13.155 Altre partecipazioni 1.429 1.329 Altre attività finanziarie 5.860 1.109 Attività per imposte anticipate 6.875 6.716 Attività per imposte sul reddito 139 125 Altre attività 1.490 2.839

98.564 88.202

Attività destinate alla vendita 2.994 8.005

TOTALE ATTIVITÀ 154.078 137.069

PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO

Passività correnti

Passività finanziarie a breve termine 5.054 4.929 Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine 3.308 3.434 Quota a breve di passività per beni in leasing a lungo termine 1.131 1.263 Debiti commerciali e altri debiti 22.759 20.261 Passività per imposte sul reddito 388 343 Altre passività 11.954 4.039

44.594 34.269

Passività non correnti Passività finanziarie a lungo termine 25.922 20.139 Passività per beni in leasing a lungo termine 4.483 4.437 Fondi per rischi e oneri 14.131 14.580 Fondi per benefici ai dipendenti 719 596 Passività per imposte differite 4.313 4.805 Passività per imposte sul reddito 24 40 Altre passività 1.122 3.390

50.714 47.987

Passività direttamente associabili ad attività destinate alla vendita 1.130 2.026

TOTALE PASSIVITÀ 96.438 84.282

Capitale sociale 4.005 4.005 Utili relativi a esercizi precedenti 31.995 33.209 Riserve per differenze cambio da conversione 3.616 1.936 Altre riserve e strumenti rappresentativi di capitale 10.274 8.964 Azioni proprie (2.977) (2.782) Utile (perdita) netto 7.595 2.608 Totale patrimonio netto di Eni 54.508 47.940 Interessenze di terzi 3.132 4.847

TOTALE PATRIMONIO NETTO 57.640 52.787

TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO 154.078 137.069

Schemi di bilancio IFRS

27 CONTO ECONOMICO

II Trim.

2026 (€ milioni) 2026 2025 2026 2025

CONTINUING OPERATIONS

22.314 Ricavi della gestione caratteristica 25.645 18.400 67.701 54.152 354 Altri ricavi e proventi 390 284 1.063 933 22.668 Totale ricavi 26.035 18.684 68.764 55.085 (17.806) Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi (20.674) (15.362) (54.603) (45.416) (51) Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti (40) 24 (141) (49) (759) Costo lavoro (889) (676) (2.471) (2.230) 227 Altri proventi (oneri) operativi (882) 85 (1.203) 521 (1.702) Ammortamenti (1.554) (1.731) (4.875) (5.209) (1.287) Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo di beni in leasing (125) (181) (1.599) (822) (113) Radiazioni (9) (11) (128) 3

1.177 UTILE (PERDITA) OPERATIVO 1.862 832 3.744 1.883

1.735 Proventi finanziari 1.482 836 4.699 6.195 (2.066) Oneri finanziari (1.778) (1.135) (5.485) (6.864) 82 Proventi (oneri) netti su attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico 2 71 97 182 61 Strumenti finanziari derivati 9 (18) 18 (88)

(188) PROVENTI (ONERI) FINANZIARI (285) (246) (671) (575)

889 Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto 777 359 1.949 1.028 2.106 Altri proventi (oneri) su partecipazioni 135 195 2.281 301

2.995 PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI 912 554 4.230 1.329

3.984 UTILE (PERDITA) ANTE IMPOSTE 2.489 1.140 7.303 2.637

(1.312) Imposte sul reddito (869) (773) (2.986) (2.829) 2.672 Utile (perdita) netto - continuing operations 1.620 367 4.317 (192)

DISCONTINUED OPERATIONS

704 Utile (perdita) netto - discontinued operations 1.872 498 3.830 2.813

TOTALE GRUPPO

3.376 Utile (perdita) netto 3.492 865 8.147 2.621

di competenza:

3.319 - azionisti Eni 3.205 803 7.595 2.518 2.827 - continuing operations 1.448 355 4.471 (51) 492 - discontinued operations 1.757 448 3.124 2.569 57 - interessenze di terzi 287 62 552 103 (155) - continuing operations 172 12 (154) (141) 212 - discontinued operations 115 50 706 244 Utile (perdita) per azione sull'utile netto di competenza degli azionisti Eni (€ per azione) 1,11 - semplice 1,09 0,25 2,53 0,77 1,09 - diluito 1,07 0,24 2,48 0,76 Utile (perdita) per azione sull'utile netto - continuing operations di competenza degli azionisti Eni (€ per azione) 0,94 - semplice 0,48 0,10 1,46 (0,07) 0,92 - diluito 0,47 0,10 1,44 (0,07) Numero medio ponderato di azioni in circolazione (milioni) 2.934,6 - semplice 2.886,5 3.011,2 2.922,0 3.041,0 3.000,2 - diluito 2.952,2 3.073,8 2.987,6 3.103,6 III Trim. Nove mesi

28 PROSPETTO DELL’UTILE (PERDITA) COMPLESSIVO

(€ milioni ) 2026 2025 2026 2025 Utile (perdita) netto del periodo 3.492 865 8.147 2.621 Componenti non riclassificabili a conto economico (12) (2) 5 Rivalutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti 1 1 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 (13) (4) 5

Effetto fiscale

Componenti riclassificabili a conto economico (1.027) 38 186 (5.481) Differenze di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro 158 (90) 1.758 (6.153) Variazione fair value strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge (1.730) 132 (2.212) 864 Quota di pertinenza delle “Altre componenti dell ’utile (perdita ) complessivo ” delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto(1) 31 (57) 55 Effetto fiscale 546 (35) 697 (247) Totale altre componenti dell'utile (perdita) complessivo (1.039) 38 184 (5.476) Totale utile (perdita) complessivo del periodo 2.453 903 8.331 (2.855)

di competenza:

- azionisti Eni 2.147 845 7.675 (2.704)

- continuing operations 368 403 4.472 (5.197)

- discontinued operations 1.779 442 3.203 2.493

- interessenze di terzi 306 58 656 (151)

- continuing operations 182 7 (84) (388)

- discontinued operations 124 51 740 237Nove mesi III Trim.

29 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 (2.855) Dividendi distribuiti agli azionisti Eni (2.307) Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate (63) Acquisto di azioni proprie (1.217) 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 9 Operazione Plenitude - cessione EIP 209 Opzione put su Plenitude (139) Operazione Enilive - cessione KKR 3.569 Altre variazioni (6) Totale variazioni (2.682) Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 30 settembre 2025 52.966

di competenza:

- azionisti Eni 49.243

- interessenze di terzi 3.723 Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 1° gennaio 2026 52.787 Totale utile (perdita) complessivo 8.331 Dividendi distribuiti agli azionisti Eni (2.333) Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate (156) Acquisto di azioni proprie (1.995) Emissione di obbligazioni ibride 1.000 Cedole obbligazioni subordinate perpetue e Enimarine (214) Imposte su cedole e costi bond ibrido 55 Operazione upstream su base infrastrutturale 1.753 Deconsolidamento Plenitude (2.101) Eliminazione Put Option liability 541 Altre variazioni (28) Totale variazioni 4.853 Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 30 settembre 2026 57.640

di competenza:

- azionisti Eni 54.508

- interessenze di terzi 3.132

30 RENDICONTO FINANZIARIO

II Trim.

2026(€ milioni)2026 2025 2026 2025 2.672 Utile (perdita) netto - continuing operations 1.620 367 4.317 (192) 704 Utile (perdita) netto - discontinued operations 1.872 498 3.830 2.813 3.376 Utile (perdita) netto 3.492 865 8.147 2.621 Rettifiche per ricondurre l'utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa:

1.702 Ammortamenti 1.554 1.842 4.952 5.538 1.287 Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing 125 181 1.599 822 114 Radiazioni 9 11 129 (2) (882) Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto (775) (359) (1.933) (1.008) Plusvalenze nette su cessioni di attività (45) (32) (50) (38) (17) Dividendi (116) (87) (176) (187) (121) Interessi attivi (135) (121) (358) (323) 355 Interessi passivi 412 319 1.041 926 1.322 Imposte sul reddito 1.113 780 3.467 2.859 (2.064) Altre variazioni (1.383) (107) (3.460) (232) 269 Flusso di cassa del capitale di esercizio 178 435 (1.338) 627 (1.200) - rimanenze (1.734) (405) (3.463) (4) 2.660 - crediti commerciali (2.079) 1.166 (3.312) 3.821 (1.442) - debiti commerciali 2.955 (609) 4.749 (3.046) (70) - fondi per rischi e oneri 36 (109) (387) (548) 321 - altre attività e passività 1.000 392 1.075 404 (17) Variazione fondo per benefici ai dipendenti 118 (63) 137 (55) 578 Dividendi incassati 1.112 417 1.980 1.296 49 Interessi incassati 51 51 138 168 (485) Interessi pagati (203) (242) (1.020) (990) (1.196) Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati (1.148) (812) (3.199) (3.042) 4.270 Flusso di cassa netto da attività operativa 4.359 3.078 10.056 8.980 (2.981) Flusso di cassa degli investimenti (1.819) (2.494) (6.893) (7.029) (2.114) - attività materiali (1.645) (2.061) (6.123) (5.768) (94) - attività immateriali (116) (117) (279) (375) (499) - imprese consolidate e rami d’azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti acquisite (499) (236) - partecipazioni (134) (229) (435) (580) (8) - titoli e crediti finanziari strumentali all'attività operativa (25) (8) (58) (43) (30) - variazione debiti relativi all’attività di investimento 101 (79) 501 (263) 164 Flusso di cassa dei disinvestimenti 241 1.430 491 1.750 2 - attività materiali 380 1.351 392 1.417

- attività immateriali 1 3 1 3 38 - imprese consolidate e rami d’azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti cedute (201) (163) 27 - partecipazioni 42 52 69 70 42 - titoli e crediti finanziari strumentali all'attività operativa 12 7 55 23 55 - variazione crediti relativi all’attività di disinvestimento 7 17 137 237 9 Variazione netta titoli e crediti finanziari non strumentali all'attività operativa (1.895) (459) (2.725) (649) (2.808) Flusso di cassa netto da attività di investimento (3.473) (1.523) (9.127) (5.928)Nove mesi III Trim.

31 RENDICONTO FINANZIARIO (segue)

II Trim.

2026(€ milioni) 2026 2025 2026 2025 2.821 Assunzione di debiti finanziari a lungo termine 3.000 1.514 8.116 5.235 (1.177) Rimborsi di debiti finanziari a lungo termine (250) (2.908) (3.156) (7.711) (327) Rimborso di passività per beni in leasing (272) (303) (941) (978) (1.540) Incremento (decremento) di debiti finanziari a breve termine (1.081) 1.297 (831) 1.055 (786) Dividendi pagati ad azionisti Eni (781) (781) (2.333) (2.305) (106) Dividendi pagati ad altri azionisti (24) (30) (150) (63) Apporti netti di capitale da azionisti terzi 1.080 1.080 709 Cessione (acquisto) di quote di partecipazioni in società consolidate 3.069 (560) Acquisto di azioni proprie (1.115) (560) (1.964) (1.226) Emissioni (rimborsi) di obbligazioni ibride perpetue (1) 988 230 Altri apporti 1.747 1.747 9 (156) Pagamenti di cedole relative ad obbligazioni ibride perpetue (30) (214) (105) (1.831) Flusso di cassa netto da attività di finanziamento 2.274 (1.772) 2.342 (2.081) 8 Effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti 57 2 80 (202) (361) Variazione netta delle disponibilità liquide ed equivalenti 3.217 (215) 3.351 769 8.916 Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio periodo 8.555 9.167 8.421 8.183 8.555 Disponibilità liquide ed equivalenti a fine periodo 11.772 8.952 11.772 8.952Nove mesi III Trim.

Investimenti tecnici

II Trim.

2026 (€ milioni) 2026 2025 var % 2026 2025 var % 1.526 Exploration & Production 1.091 1.535 (29) 4.232 4.310 (2) 97 di cui: - ricerca esplorativa 31 63 (51) 296 229 29 1.418 - sviluppo di idrocarburi 1.046 1.345 (22) 3.906 3.931 (1) 14 Global Gas & LNG Portfolio e Power 7 14 (50) 29 51 (43) 2 - Global Gas & LNG Portfolio 1 2 (50) 3 11 (73) 12 - Power 6 12 (50) 26 40 (35) 174 Transition Businesses 245 288 (15) 583 729 (20) 56 - Enilive 103 98 5 222 199 12 118 - Plenitude 142 190 (25) 361 530 (32) 282 Refining, Chimica e Sites in transformation 39 142 (73) 479 430 11 247 - Refining 9 97 (91) 393 303 30 27 - Chimica 22 45 (51) 66 127 (48) 8 - Sites in transformation 8 20 44 Corporate e altre attività 34 51 (33) 112 304 (63) 1 Elisioni di consolidamento (1) (13) (12) (34) 2.041 Investimenti tecnici ⁽ᵃ⁾ 1.415 2.017 (30) 5.423 5.790 (6)III Trim. Nove mesi (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 (€436 mln e€270 mln nelterzo trimestre 2026 e2025, rispettivamente, €997 mln e€1.023 mln neinove mesi 2026 eneinove mesi 2025, rispettivamente, e €289 mln nel secondo trimestre 2026).

Nei nove mesi 2026 gli investimenti tecnici di € 5.423 mln evidenziano un a riduzione del 6% rispetto al periodo di confronto (€5.790 mln nei nove mesi 2025), in particolare:

• nel settore Exploration & Production gli investimenti (€ 4.232 mln) sono principalmente legati allo sviluppo di giacimenti di idrocarburi in particolare in Libia , Egitto, Congo, Italia, Emirati Arabi Uniti, Indonesia, Algeria , Kazakhstan, Nigeria, Messico e

Iraq;

• nel settore Transition Businesses, gli investimenti Plenitude (€ 361 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 (€ 222 mln) sono relativi principalmente ai progetti di bioraffinazione ( EcofiningTM e Steam Reformer 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 (€ 393 mln) in particolare alla conversione in bioraffineria del sito di Livorno, ad attività di mantenimento e stay -in-business e al business della chimica (€ 66 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 (€ 21 mln) .

32 Exploration & Productio n II Trim.

2026 2026 2025 2026 2025 57 Italia (mgl di boe/giorno) 57 62 58 66 300 Resto d'Europa 293 287 305 256 529 Africa Settentrionale 536 529 532 524 404 Africa Sub-Sahariana 403 340 401 333 342 Asia 390 389 359 377 157 America 150 143 150 130

- Australia e Oceania - 6 - 5 1.789 Produzione di idrocarburi ⁽ᵃ⁾⁽ᵇ⁾⁽ᶜ⁾⁽ᵈ⁾ 1.829 1.756 1.805 1.691 566 - di cui società in Joint Venture e collegate 648 493 580 452 145 Produzione venduta ⁽ᵃ⁾ (mln di boe) 146 143 432 413

PRODUZIONE DI PETROLIO E CONDENSATI PER AREA GEOGRAFICA

II Trim.

2026 2026 2025 2026 2025 23 Italia (mgl di barili/giorno) 24 25 24 26 185 Resto d'Europa 181 193 190 161 176 Africa Settentrionale 178 175 175 173 185 Africa Sub-Sahariana 202 193 193 190 174 Asia 177 197 182 208 89 America 83 77 82 66

- Australia e Oceania - - - -

832 Produzione di petrolio e condensati 845 860 846 824 282 - di cui società in Joint Venture e collegate 279 283 286 250

PRODUZIONE DI GAS NATURALE PER AREA GEOGRAFICA

II Trim.

2026 2026 2025 2026 2025 5 Italia (mln di metri cubi/giorno) 5 5 5 6 17 Resto d'Europa 16 14 17 14 52 Africa Settentrionale 53 53 53 52 33 Africa Sub-Sahariana 30 22 31 21 25 Asia 32 28 26 25 10 America 10 10 10 9

- Australia e Oceania - 1 - 1 142 Produzione di gas naturale 146 133 142 128 42 - di cui società in Joint Venture e collegate 55 31 44 30 (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 (157 e129 mila boe/giorno nelterzo trimestre 2026 e2025, rispettivamente, 159 e131 mila boe/giorno neinove mesi 2026 e2025, rispettivamente e 150 mila boe/giorno nel secondo trimestre 2026).

(c) Include nel terzo trimestre 2026 e nei nove mesi 2026, 81 e 79 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 il15% 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”.III Trim. Nove mesi III Trim. Nove mesi III Trim. Nove mesi