Relazione finanziaria Semestrale Consolidata al 30 giugno 2026

Relazione

Finan ziaria

Semestrale

Consol idata al 30 giugno 2026

Siam o un ’impr esa dell’ energia.

Sost eniamo c oncretament e una tr ansizione ener getica socialm ente equa, con l’ obiet tivo di pr eser vare il nostr o pianeta e promuo vere l’accesso alle r isorse ener getic he in manier a efficient e e sost enibile per tut ti.

Fondiamo il nostr o lavoro sulla p assion e e l’innovazione.

Sulla f orza e lo s viluppo delle nostr e compet enze.

Sulle p ari dignità delle per sone, riconosc endo la div ersità come risorsa fondam entale per lo s viluppo dell’umanità.

Sulla r esponsabilità, int egrità e tr asparenza del nostr o agire.

Crediamo n ella p artnership di lungo t ermin e con i P aesi e le c omunità che ci ospitano per crear e valore condiviso dur atur o.La nostra Mission Obiet tivi glob ali per lo s viluppo sost enibile L’agenda 2030 per lo Sviluppo Sostenibile delle Nazioni Unite, presentata a settemb re 2015, identifica i 17 Sustainable Development Goals (SDGs) che rappr esentano obiettivi comuni di sviluppo sostenibile sulle complesse sfide sociali attuali. Tali obiettivi costituiscono un riferiment o impo rtante per la comunità internazionale e per Eni nel condur re le pr oprie attività nei Paesi in cui ope ra.

Eni Relazione Finanziaria Semestrale Consolidata al 30 giugno 2026

Disclaimer

La Relazione Finanziaria Semestrale Consolidata contiene dichiarazioni previsionali (forward-looking statements), in particolare nella sezione “Evoluzione prevedibile della gestione”, relative a: piani di investimento, dividendi, acquisto di azioni proprie, allocazione dei flussi di cassa futuri generati dalla gestione, evoluzione della struttura finanziaria, performance gestionali future, obiettivi di crescita delle produzioni e delle vendite ed esecuzione dei progetti. I forward-looking statements hanno per loro natura una componente di rischiosità e di incertezza perché dipendono dal verificarsi di eventi e sviluppi futuri. I risultati effettivi potranno differire in misura anche significativa rispetto a quelli annunciati in relazione a una molteplicità 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’offerta 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 economico 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 nello sviluppo e nell’applicazione di nuove tecnologie, cambiamenti nelle aspettative degli stakeholder e altri cambiamenti nelle condizioni di business, l’azione della concorrenza.

Per Eni si intende Eni SpA e le imprese incluse nell’area di consolidamento.

Per il Glossario si rinvia al sito internet eni.com.

1.RELAZIONE INTERMEDIA SULL A GESTIONE

Highlights

Principali dati

Andamento operativo

Commento ai risultati e altre informazion i

2. BILANCIO CONSOLIDATO SEMESTRALE ABBREVIATOIndice

3. ALLEGATI

Partecipazioni di Eni SpA al 30 giugno 202 6 Variazioni dell'area di consolidamento verificatesi nel semestre4 6 7 21 Schemi di bilancio Note al bilancio consolidato semestrale abbreviato Attestazione del management Relazione della Società di revisione54 60 99 100 103 104

RELAZIONE

INTERMEDIA SULLA GESTIONE

Highlights

Principali dati

ANDAMENTO OPERATIVO

Exploration & Production Global Gas & LNG Portfolio e Power

Enilive

Plenitude

Refining , Chimica e Sites in transformation Performance e iniziative ESG

COMMENTO AI RISULTATI E ALTRE INFORMAZIONI

Commento ai risultati economico-finanziari Fattori di rischio e incertezza Evoluzione prevedibile della gestione Altre informazioni 4 6 7 10 13 21 44 51

511714

19

ENI 4 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

Highlights

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Eccellenti risultati finanziari nel primo semestre 2026 , sostenuti dalla crescita dei volumi, dalla gestione dei costi e da un favorevole scenario prezzi; gearing proforma al limite inferiore dell’intervallo obiettivo 10 -15% e remunerazione agli azionisti pari a € 2,40 miliardi

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE ALLEGATI 5

Nel primo semestre 2026 l’EBIT proforma adjusted di Gruppo si è attestato a € 8,91 miliardi , +40% rispetto al semestre di confronto, grazie alla solida performance della E&P, di GGP e dei satelliti della transizione. L’utile netto adjusted è stato pari a €3,6 miliardi, +4 3% rispetto allo scorso anno.

• E&P: EBIT proforma adjusted di € 8,13 miliardi , in aumento del 4 2% rispetto al primo semestre 20 25, grazie al positivo contributo dei maggiori volumi/mix reddituale , alla efficienza nei costi e ai migliori prezzi di realizzo del greggio, nonostante l’andamento del tasso di cambio EUR vs. USD.

• GGP e Power: EBIT proforma adjusted pari a €0, 83 miliardi . GGP con un EBIT proforma adjusted di €0,78 miliardi ha registrato una crescita del 24% rispetto al semestre di confronto, grazie alla continua ottimizzazione del portafoglio di attività e a specifici benefici connessi alle rinegoziazioni e accordi .

• Enilive ha conseguito un EBIT proforma adjusted pari a €0, 43 miliardi , quasi raddoppiato rispetto al periodo di confronto, trainato dalla performance del business della bioraffinazione che ha anche beneficiato di un miglioramento dello scenario di mercato. Plenitude ha registrato un EBIT proforma adjusted di €0, 44 miliardi , in crescita del 17%, per la crescita dei volumi nelle rinnovabili e la sospensione degli ammortamenti in relazione al processo di deconsolidamento in corso .

• Refining: EBIT proforma adjusted di €0,0 7 miliardi, tornando in utile rispetto al la perdita del semestre di confronto grazie al miglioramento dei margini di raffinazione, in parte compensato dall’aumento dei costi dei noli e dal restringimento dei differenziali tra i greggi pesanti e leggeri, che ha penalizzato i margini dei cicli complessi. Il business della chimica di Versalis ha evidenziato segnali di miglioramento grazie alle misure di ristrutturazione in corso e alle chiusure di impianti effettuate lo scorso anno, con una perdita in riduzione del 50% a circa €0, 22 mld, anche a seguito di interruzioni temporanee dell’offerta che hanno sostenuto i margini delle commodity plastiche.

I capex organici di €3,7 m iliardi registrano una riduzione del 5% rispetto al periodo di confronto ed escludono la quota di capex già rimborsata o che sarà oggetto di rimborso al closing delle dismissioni di attività definite o in corso, riclassific ata 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.

Nel primo semestre 20 26 il flusso di cassa adjusted prima del capitale circolante è stato pari a € 7,4 miliardi . Tale generazione di cassa ha finanziato investimenti organici per € 3,7 miliardi . La remunerazione agli azionisti è stata di €2,4 miliardi , inclusi l’ultima tranche del dividendo 2025 (€ 1,6 miliardi ) e l’avvio del programma di buyback 2026 (€0, 8 miliar di).

L’indebitamento finanziario netto si è attestato a €11,3 miliardi a fine giugno 2026, con un gearing proforma pari al 10%, al limite inferiore dell’intervallo previsto (10% -15%).

Performance Operativa

• La produzione di idrocarburi di 1,79 3 milioni di boe/giorno è in crescita dell’8% rispetto al periodo di confronto, a seguito dell’entrata a regime di giacimenti in Norvegia, Congo e Messico, di avvii in Angola e di un maggiore contributo di Indonesia/Malesia con l’avvio della nuova JV Searah. A questi incrementi si aggiunge la regolarità di marcia della base produttiv a. La crescita su base omogena e al netto dell’effetto prezzo è stata dell’11%.

• Le vendite di gas naturale ammontano a 2 4,65 miliardi di metri cubi, in aumento del 17% rispetto al primo semestre 202 5, principalmente a seguito dei maggior volumi commercializzati in Italia (+27%) e nei mercati europei (+10%) in particolare Benelux e in Germania/Austria .

• La produzione termoelettrica è stata pari a 9, 23 TWh, in riduzione del 7% rispetto al primo semestre 202 5 per effetto del minor tasso di utilizzo degli impianti a seguito di fermate per manutenzioni programmate .

• Nell’ambito dello sviluppo dei business legati alla transizione, al 30 giugno 202 6, la capacità installata da fonti rinnovabili di Gruppo è pari a 6,1 GW, +1, 5 GW rispetto al 30 giugno 202 5 (4,6 GW) ed è riferita quasi interamente a Plenitude. Nel semestre i volumi di lavorazione bio pari a 5 27 mila tonnellate sono in diminuzione del 7% rispetto al semestre 202 5.

• Le vendite rete ammontano a 4 milioni di tonnellate, + 7% rispetto al semestre di confronto, a seguito delle maggiori vendite in Italia, in particolare di benzine e diesel.

• Al 30 giugno 202 6, i punti di ricarica per veicoli elettrici installati sono pari a 2 3,2 mila unità (di cui 9 3% in Italia) , +6% rispetto al 30 giugno 202 5 (21,8 mila unità) e in aumento d i circa il 2% rispetto a fine 202 5 (22,8 mila unità al 31 dicembre 202 5).

ENI 6 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

PRINCIPALI DATI ECONOMICI E FINANZIARI 2026 2025

Utile operativo proforma adjusted ⁽ᵃ⁾ (€ milioni) 8.911 6.362 società consolidate 5.934 4.489 società partecipate rilevanti ⁽ᵇ⁾ 2.977 1.873 Utile operativo proforma adjusted (per settore) ⁽ᵃ⁾

E&P 8.126 5.730

Global Gas & LNG Portfolio (GGP) e Power 830 860 Transition Businesses 872 598 Refining, Chimica e Sites in transformation (300) (527) Corporate, altre attività ed elisioni di consolidamento (617) (299) Utile netto ante imposte adjusted ⁽ᵃ⁾ 6.235 4.949 Utile (perdita) netto adjusted ⁽ᵃ⁾⁽ᶜ⁾ 3.635 2.546 Utile (perdita) netto ⁽ᶜ⁾ 4.390 1.715 Flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo ⁽ᵃ⁾ 7.347 6.189 Flusso di cassa netto da attività operativa 5.697 5.902 Investimenti organici ⁽ᵈ⁾ 3.710 3.914 Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16 11.271 10.198 Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi 56.930 53.405 Gearing ante lease liability ex IFRS 16 proforma ⁽ᵃ⁾ (%) 10 Capitale investito netto 73.642 69.311 di cui: Exploration & Production 53.535 50.883 Global Gas & LNG Portfolio e Power (1.621) (651) Enilive 2.377 1.686 Plenitude 10.231 8.065 Refining, Chimica e Sites in transformation 7.419 7.245 Prezzo delle azioni a fine periodo (€) 20,6 13,8 Numero medio ponderato di azioni in circolazione (milioni) 2.940,0 3.056,2 Capitalizzazione di borsa ⁽ᵉ⁾ (€ miliardi) 61 44

DIPENDENTI 2026 2025

Exploration & Production (numero) 8.574 9.006 Global Gas & LNG Portfolio e Power 1.048 1.128 Enilive 3.235 3.123 Plenitude 3.247 2.793 Refining, Chimica e Sites in transformation 10.152 10.198 Corporate e altre attività 5.912 6.108 Totale dipendenti gruppo 32.168 32.356 di cui: donne 9.236 9.001 all'estero 9.746 10.375 Donne in posizioni di responsabilità (dirigenti e quadri) (%) 31,2 30,0Primo Semestre (c) Di competenza azionisti Eni.

Primo Semestre (e) Prodotto del numero delle azioni in circolazione per il prezzo di riferimento di borsa di fine periodo.(b) Per le principali JV/collegate vedi la sezione "Commento ai risultati economico-finanziari - Risultati Non-GAAP".(a) Per la definizione delle Non-GAAP measure si rinvia alla sezione "Commento ai risultati economico-finanziari - Risultati Non-GAAP".

(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.

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE ALLEGATI 7

Andamento operativo

EXPLORATION & PRODUCTION

2026 2025 Var.ass. var % Brent dated 92,57 71,74 21 29,0 Cambio medio EUR/USD 1,167 1,093 0,074 6,8 Produzione di idrocarburi 1.793 1.658 135 8,1 Petrolio 847 805 42 5,2 Gas naturale 140 126 14 11,1 Prezzi medi di realizzo 66,49 55,45 11,04 19,9 Petrolio 85,08 66,85 18,23 27,3 Gas naturale 312,51 287,14 25,37 8,8 ($/migliaia di metri cubi)($/boe)Primo Semestre (migliaia di barili/g) (milioni di metri cubi/g)(migliaia di boe/g)

($/barile)($/barile)

SVILUPPI STRATEGICI

- Nel primo semestre 2026 sono state effettuate: (i) una scoperta a gas e condensati nell’offshore della Costa d’Avorio con il pozzo Murene South -1X (Eni 90%), confermando un potenziale complessivo di 140 m iliardi di metri cubi di gas e 450 m ilioni di barili di condensato del complesso a gas di Calao; (ii) un’importante scoperta ad olio da parte della JV Azule Energy (Eni 50%) con il pozzo esplorativo Algaita -01 nel Blocco 15/06, nell’offshore dell’Angola. Le stime preliminari indicano un volume di olio in posto pari a circa 500 m ilioni di barili. Il valore della scoperta è ulteriormente incrementato dalle sinergie con le infrastrutture di produzione esistenti; (iii) due scoperte a gas di Bahr Essalam South 2 (BESS 2) e Bahr Essalam South 3 (BESS 3) nell’offshore della Libia a seguito di una campagna esplorativa condotta negli ultimi mesi. Le prime stime indicano che le due scoperte contengono complessivamente oltre 28 m iliardi di metri cubi di gas in posto; (iv) una significativa scoperta di gas e condensati in Egitto con il pozzo Denise W 1, nella concessione Temsah nel l’offshore del Mediterraneo orientale. Le stime preliminari indicano circa 56 miliardi di metri cubi di gas in posto e 130 milioni di barili di condensati associati. La vicinanza a infrastrutture esistenti consente significative sinergie nello sviluppo; (v) una rilevante scoperta a gas e condensati con il pozzo esplorativo Geliga -1 (Eni 82%), nel blocco Ganal, nel bacino del Kutei nell’offshore indonesiano.

Le stime preliminari indicano volumi in posto pari a circa 140 miliardi di metri cubi di gas e 300 milioni di barili di condensati, aprendo la possibilità di realizzare un terzo hub produttivo nel prolifico Bacino del Kutei. La scoperta è stata testata con successo confermando un’eccellente capacità produttiva. Inoltre, la vicinanza alle infrastrutture esisten ti e in corso offre potenziali sinergie in termini di ottimizzazione dei costi di sviluppo e di time -to-market .

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

- Firmato un accordo per l’ingresso nel Blocco esplorativo offshore A1 nella Repubblica del Gambia. L’operazione è in linea con la strategia di diversificazione geografica del portafoglio che comprende sia opportunità in bacini provati ma ancora sotto -esplorati ed emergenti, sia in aree di frontiera ad alto potenziale.

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

- Sono state ottenute le decisioni finali d’investimento: (i) per i progetti a gas Gendalo e Gandang (South Hub) e per i giacim enti Geng North e Gehem (North Hub) in Indonesia, a soli diciotto mesi dall'approvazione dei Piani di Sviluppo avvenuta nel 2024.

I progetti faranno leva sulle infrastrutture esistenti, tra cui l’impianto flottante di produzione (FPU) Jangkrik e l'impianto di liquefazione di Bontang. Gli asset rientrano nel portafoglio di sviluppo della nuova JV Searah; (ii) per la Fase 3 del progetto

ENI 8 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

Baleine, nell’offshore della Costa d’Avorio , con l’obiettivo di produrre 150 mila barili/giorno di olio e circa 5,7 milioni di metri cubi/giorno di gas , raddoppiando l’attuale livello produttivo ; (iii) per il progetto offshore Greater PAJ, operato dalla JV Azule Energy, in Angola. Il progetto prevede lo sviluppo integrato delle risorse di idrocarburi di cinque giacimenti nelle due concessioni adiacenti del Blocco 31 e del Blocco 31/21. L’avvio pr oduttivo è previsto nella prima metà del 2029 attraverso una nuova unità galleggiante di produzione, stoccaggio e scarico (FPSO), con una capacità produttiva di 95 mila barili/giorno di olio e 70 milioni di piedi cubi/giorno di gas ; e (iv) per il progetto a gas operato di Cronos, situato nel Blocco 6, nell’offshore di Cipro con avvio previsto nel 2028 e plateau produttivo atteso in circa 500 milioni di piedi cubi/giorno. Il gas trasportato e trattato presso le infrastrutture esistenti di Zohr, in Egitto, sarà liquefatto presso l’impianto di GNL di Damietta per l’esportazione verso i mercati internazionali .

- Avviat o in partnership con la società di stato libica National Oil Corporation (NOC) il Progetto Sabratha Compression, per sostenere e incrementare la produzione di gas del giacimento Bahr Essalam. È previsto un incremento della produzione di gas di circa 800 milioni di metri cubi /anno, oltre ai relativi condensati.

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

- Avviata la produzione della fase full -field del giacimento Ndungu, parte del progetto Agogo Integrated West Hub (IWH) operato da Azule Energy, nel settore occidentale del Blocco 15/06, al largo delle coste dell'Angola. Il progetto comprende sette pozzi di produzione e quattro pozzi di iniezione, con un picco di produzione previsto di 60 mila barili di olio al giorno.

- Avviate le prime forniture di gas dal giacimento Quiluma, operato da Azule Energy, tramite il New Gas Consortium (NGC), un traguardo significativo per il settore energetico dell’Angola. L’export iniziale di gas da Quiluma è pari a 150 mmcf/g iorno , con una produzione destinata a salire fino a 330 mmcf/g iorno entro il 2026. Il gas sarà processato nell’impianto di trattamento di NGC a Soyo, inaugurato nel novembre 2025, e successivamente fornito all’impianto Angola LNG per l’esportazione e il consumo domestico.

- Il processo di vendita dell’interessenza del 25% nel progetto Congo LNG , annunciato nel primo trimestre 2025, non si è concluso a causa del mancato soddisfacimento delle condizioni sospensive.

PORTAFOGLIO MINERARIO E ATTIVITÀ DI ESPLORAZIONE

Nel primo semestre 202 6 Eni detiene titoli minerari in 34 paesi. Al 30 giugno 202 6, il portafoglio minerario consiste in 879 titoli (in esclusiva o in compartecipazione) per l’esplorazione e lo sviluppo di idrocarburi. La superficie totale è pari a 216.624 chilometri quadrati in quota Eni (205 .562 chilometri quadrati al 31 dicembre 202 5).

Nel primo semestre 2026 le principali variazioni derivano: (i) dall’acquisto di nuovi titoli principalmente in Algeria, Indon esia, Libano, Mozambico, Norvegia e Regno Unito per una superficie di circa 16.920 chilometri quadrati; (ii) dal rilascio di licenz e principalmente in Egitto, Libano, Norvegia e Oman per circa 6.705 chilometri quadrati; (iii) dall’incremento di superficie netta, anche per variazioni di quota, principalmente in Australia, Messico e Norvegia per complessivi 5.810 chilometri quadrati; e (iv) dalla riduzione di superficie netta, anche per variazioni di quota, principalmente in Algeria, Egitto, Indonesia e Regno Unit o per complessivi 4.963 chilometri quadrati.

Nel primo semestre 2026 sono stati ultimati 20 pozzi esplorativi (8,7 in quota Eni), a fronte di 18 pozzi (7,1 in quota Eni) del primo semestre 2025.

PRODUZIONE DI IDROCARBURI

Nel primo semestre 202 6 la produzione di idrocarburi di 1,79 milioni di boe/giorno è in crescita dell’8% rispetto al primo semestre 2025 sostenuta dall’entrata a regime di giacimenti in Norvegia, Congo e Messico, di avvii in Angola e di un maggiore contributo di Indonesia/Malesia con l’avvio della nuova JV Searah. A questi incrementi si aggiunge la regolarità di marcia della base produttiva. La crescit a su base omogenea e al netto dell ’effetto prezzo è stata del l’11%.

La produzione di petrolio è stata di 847 mila barili/giorno, in aumento del 5% rispetto al semestre 2025 , sostenuta dalla crescita organica in Norvegia, Angola, Congo e Messico .

La produzione di gas naturale è stata di 140 milioni di metri cubi/giorno , in aumento del 11% rispetto al primo semestre 202 5, per effetto principalmente della crescita organica in Norvegia e Congo .

La produzione venduta di idrocarburi è stata di 286 milioni di boe. La differenza di 39 milioni di boe rispetto alla produzione (325 milioni di boe ) è dovuta essenzialmente ai volumi destinati all’autoconsumo ( 29 milioni di boe), alla variazione delle rimanenze e altri fattori.

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE ALLEGATI 9

PRODUZIONE DI IDROCARBURI PER AREA GEOGRAFICA

2026 2025

Italia (migliaia di boe/g) 59 69 Resto d'Europa 311 240 Africa Settentrionale 531 521 Africa Sub-Sahariana 400 329 Asia 343 371 America 149 124 Australia e Oceania - 4 Produzione di idrocarburi ⁽ᵃ⁾⁽ᵇ⁾⁽ᶜ⁾⁽ᵈ⁾ 1.793 1.658

- di cui società in Joint Venture e collegate 546 432 Produzione venduta ⁽ᵃ⁾ (milioni di boe) 286 269

PRODUZIONE DI PETROLIO E CONDENSATI PER AREA GEOGRAFICA

2026 2025

Italia (migliaia di barili/giorno) 25 26 Resto d'Europa 194 145 Africa Settentrionale 173 171 Africa Sub-Sahariana 189 188 Asia 184 214 America 82 61 Australia e Oceania -

Produzione di petrolio e condensati 847 805

- di cui società in Joint Venture e collegate 289 233

PRODUZIONE DI GAS NATURALE PER AREA GEOGRAFICA

2026 2025

Italia (milioni di metri cubi/giorno) 5 6 Resto d'Europa 17 14 Africa Settentrionale 53 52 Africa Sub-Sahariana 31 21 Asia 24 23 America 10 9 Australia e Oceania 1 Produzione di gas naturale 140 126

- di cui società in Joint Venture e collegate 38 29 Primo Semestre

Primo Semestre

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

(b) Comprende la produzione di idrocarburi utilizzata come autoconsumo (160 e 132 mila boe/giorno nel primo semestre 2026 e 2025, rispettivamente).

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

(d) Dal 2026 Eni ha cessato di fornire dati volumetrici di produzione/riserve per il Kazakhstan poiché il Paese ha rappresentato meno del 15% delle riserve certe totali del Gruppo pertreanni difila,essendo il15% ilparametro della USSEC perledisclosure persingolo paese, amotivo della crescita inaltre aree. Idati delKazakhstan sono aggregati nell’area geografica “Asia”.

ENI 10 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO E POW ER

2026 2025 Var. ass. Var. % Prezzo spot del Gas Italia al PSV (€/MWh)44 43 1 2,6

TTF 43 41 2 3,9

Spread PSV vs. TTF 2 2 ..

Vendite di gas naturale (miliardi di metri cubi) Italia 13,29 10,44 2,85 27,3 Resto d'Europa 9,59 9,07 0,52 5,7 di cui: Importatori in Italia 0,17 0,50 (0,33) (66,0) Mercati europei 9,42 8,57 0,85 9,9 Resto del Mondo 1,77 1,62 0,15 9,3 Totale vendite gas ⁽ᵃ⁾ 24,65 21,13 3,52 16,7 di cui: vendite di GNL 6,3 5,6 0,7 13

Power

Vendita di energia elettrica borsa/clienti liberi (terawattora) 12,28 13,21 (0,93) (7,0) Produzione termoelettrica 9,23 9,94 (0,71) (7,1) (a) Include vendite intercompany.Primo Semestre

GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO

SVILUPPI STRATEGICI

Firmat i tre accordi di lungo termine per l'acquisto di gas naturale liquefatto in Indonesia da sellers di GNL nell’ambito dei progetti South Hub e North Hub, entrambi operati da Searah, la nuova joint venture paritetica tra Eni e Petronas. Gli accordi a lungo termine riguardano volumi di GNL che sar anno fornit i dagli impianti esistent i di Bontang e prevedono un volume complessivo di circa 2 MTPA che contribuir à a diversificare e rafforzare ulteriormente il portafoglio globale integrato di Eni .

Firma to con Mercuria , un accordo per la costituzione di una joint venture per la valorizzazione della catena di fornitura delle commodity energetiche nei mercati globali integrando l’ottimizzazione del portafoglio di asset fisici con avanzate competenze e know -how di trading . La joint venture paritetica opererà in modo indipendente e deconsolidato, attraverso una struttura holding con hub di trading internazionali, garantendo una presenza operativa globale. Le attività includeranno la commercializzazione e il trading di commo dity quali olio, biocarburanti, gas, GNL, nonché la gestione delle relative infrastrutture e diritti logistici.

Acquis tata capacità di rigassificazione presso il terminale di Ravenna pari a 2 miliardi di metri cubi all'anno per una durata di 10 anni.

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

APPROVVIGIONAMENTI DI GAS NATURALE

I volumi di gas naturale approvvigionati dalle società consolidate sono stati di 24,90 miliardi di metri cubi con un incremento di 3,42 miliardi di metri cubi, pari al 15,9%, rispetto al primo semestre 202 5.

(miliardi di metri cubi) 2026 2025 Var. ass. Var. % Italia 3,23 2,29 0,94 41,0 Algeria (incluso il GNL) 7,16 5,88 1,28 21,8 Norvegia 3,77 3,45 0,32 9,3 Nigeria (GNL) 2,26 1,26 1,00 79,4 Congo (GNL) 0,90 0,34 0,56 ..

Regno Unito 0,89 0,86 0,03 3,5 Paesi Bassi 0,54 0,53 0,01 1,9 Indonesia (GNL) 0,39 1,08 (0,69) (63,9) Libia 0,19 0,52 (0,33) (63,5) Qatar (GNL) 0,00 1,15 (1,15) ..

Altri acquisti di gas naturale 2,80 2,29 0,51 22,3 Altri acquisti di GNL 2,77 1,83 0,94 51,4 Estero 21,67 19,19 2,48 12,9

TOTALE APPROVVIGIONAMENTI DELLE SOCIETA' CONSOLIDATE 24,90 21,48 3,42 15,9

Prelievi (immissioni) da (a) stoccaggio (0,25) (0,35) 0,10 28,6

TOTALE DISPONIBILITÀ PER LA VENDITA 24,65 21,13 3,52 16,7Primo Semestre

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE ALLEGATI 11

I volumi di gas approvvigionati all’estero ( 21,67 miliardi di metri cubi dalle società consolidate), importati in Italia o venduti sui mercati esteri, pari a circa l’ 87% del totale, sono aumentati di 2,48 miliardi di metri cubi rispetto al primo semestre 202 5 (+12,9%), principalmente per effetto dei maggiori volumi approvvigionati in Algeria (+1,28 miliardi di metri cubi ), Nigeria (+1 miliard o di metri cubi) , Congo (+0,56 miliardi di metri cubi) e Norvegia (+0,32 miliardi di metri cubi) , parzialmente compensati dai minori acquisti effettuati in Qatar (-1,15 miliardi di metri cubi ) a seguito dell’impatto delle interruzioni di attività , e Indonesia (-0,69 miliardi di metri cubi).

Gli approvvigionamenti in Italia ( 3,23 miliardi di metri cubi) registrano un aumento rispetto al periodo di confronto ( +41%).

VENDITE

Nel primo semestre 202 6 le vendite di gas naturale di 24,65 miliardi di metri cubi sono aumentate di 3,52 miliardi di metri cubi rispetto al primo semestre 202 5, principalmente per i maggiori volumi commercializzati nel mercato italiano e nei mercati europei.

Le vendite in Italia di 13,29 miliardi di metri cubi sono aumentate di 2,85 miliardi di metri cubi , pari al 27,3% rispetto al primo semest re 202 5 (10,44 miliardi di metri cubi) per effetto dei maggiori volumi commercializzati nel segmento grossisti e all’hub .

Le vendite nei mercati europei (9,42 miliardi di metri cubi) hanno registrato un incremento del 9,9% a seguito delle maggiori vendite registrate in particolare all’hub in Benelux e Germania/Austria, in parte compensate dalle minori vendite effettuate in Penisola Iberica e Francia .

(miliardi di metri cubi) 2026 2025 Var. ass. Var.% Italia 13,29 10,44 2,85 27,3 Grossisti 6,02 4,19 1,83 43,7 PSV e borsa 3,45 2,25 1,20 53,3 Industriali 1,07 1,02 0,05 4,9 Termoelettrici 0,27 0,29 (0,02) (6,9) Autoconsumi 2,48 2,69 (0,21) (7,8) Vendite internazionali 11,36 10,69 0,67 6,3 Resto d’Europa 9,59 9,07 0,52 5,7 Importatori in Italia 0,17 0,50 (0,33) (66,0) Mercati europei: 9,42 8,57 0,85 9,9 Penisola Iberica 1,32 1,74 (0,42) (24,1) Germania/Austria 2,21 1,65 0,56 33,9 Benelux 3,00 2,31 0,69 29,9 Regno Unito 0,90 0,86 0,04 4,7 Turchia 0,29 0,00 0,29 ..

Francia 1,70 2,01 (0,31) (15,4) Mercati extra europei 1,77 1,62 0,15 9,3 TOTALE VENDITE GAS 24,65 21,13 3,52 16,7Primo Semestre

VENDITE DI GNL

(miliardi di metri cubi) 2026 2025 Var. ass. Var.% Europa 4,5 4,0 0,5 12,5 Extra Europa 1,8 1,6 0,2 12,5 TOTALE VENDITE GNL 6,3 5,6 0,7 12,5Primo Semestre

Le vendite di GNL (6,3 miliardi di metri cubi, incluse nelle vendite gas mondo) sono aumentate rispetto al periodo di confronto (+0,7 miliardi di metri cubi). Nel primo semestre 202 6 i principali paesi fonti di approvvigionamento di GNL sono stat i gli Stati Uniti, la Nigeria e il Congo .

ENI 12 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

POWER

2026 2025 Var. ass. var % Acquisti di gas naturale (milioni di metri cubi) 1.891 2.035 (144) (7,1) Acquisti di altri combustibili (migliaia di tep) 18 34 (16) (47,1) Produzione di energia elettrica (terawattora) 9,23 9,94 (0,71) (7,1) Produzione di vapore (migliaia di tonnellate) 2.870 3.186 (316) (9,9) Disponibilità di energia elettrica (terawattora) 2026 2025 Var. ass. var % Produzione di energia elettrica 9,23 9,94 (0,71) (7,1) Acquisti di energia elettrica ⁽ᵃ⁾ 3,05 3,27 (0,22) (6,7) Disponibilità 12,28 13,21 (0,93) (7,0) Vendite di energia elettrica borsa/clienti liberi ⁽ᵇ⁾ 12,28 13,21 (0,93) (7,0) di cui: vendite a terzi 8,53 9,36 (0,83) (8,9) (a) Includono gli sbilanciamenti di rete positivi e negativi (differenza fra energia elettrica effettivamente immessa rispetto a quella programmata).

(b) Includono le vendite alla società del Gruppo.Primo Semestre

Primo Semestre

Eni produce energia elettrica presso i siti di Brindisi, Ferrera Erbognone, Ravenna, Mantova, Ferrara e Bolgiano. Al 30 giugn o 2026, la potenza installata in esercizio è di circa 5 GW.

Nel primo semestre 202 6, la produzione di energia elettrica è stata di 9,23 TWh, in diminuzione del 7,1% rispetto al primo semestre 2025, per effetto del minor tasso di utilizzo degli impianti a seguito di fermate per manutenzioni programmate . A completamento della produzione, Eni ha acquistato 3,05 TWh di energia elettrica ( -6,7% rispetto al periodo di confronto) perseguendo l’ottimizzazione del portafoglio fonti/impieghi.

Le vendite di energia elettrica borsa e a clienti liberi di 12,28 TWh registrano un a diminuzione pari al 7%, a seguito dei minori volumi venduti presso il mercato libero , in particolare al segmento grossista.

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE ALLEGATI 13

TRANSITION BUSINESSES

ENILIVE

2026 2025 Var. ass. var %

Enilive

Spread EU HVO UCO-based vs UCO (CIF) $/ton 1.623 777 846,06 108,9 Spread US RD ⁽ᵃ⁾ UCO-based vs UCO 936 463 473 102,2 Lavorazioni bio (migliaia di tonnellate) 527 566 (39) (6,9) Tasso utilizzo impianti di raffinazione bio (%) 69 77 Totale vendite Enilive (milioni di tonnellate) 9,93 10,66 (0,73) (6,8) Vendite rete 4,00 3,75 0,25 6,7 di cui: Italia 2,96 2,65 0,31 11,7 Vendite extrarete 4,86 5,71 (0,85) (14,9) di cui: Italia 3,39 4,36 (0,97) (22,2) Altre vendite 1,07 1,20 (0,13) (10,8)Primo Semestre (a) Renewable Diesel.

SVILUPPI STRATEGICI

Raggiunta la Decisione Finale di Investimento relativa al piano di conversione di alcune unità della raffineria di Sannazzaro de’ Burgondi (Pavia) in bioraffineria. Il progetto sarà finalizzato entro il 2028 e consentirà di raggiungere un’ampia flessibili tà operativ a per la produzione HVO -diesel o di SAF -biojet. Nel mese di aprile, Eni ha sottoscritto con la Banca Europea per gli Investimenti (BEI) un finanziamento relativo al progetto da €500 m ilioni a 15 anni.

Raggiunta la decisione finale di investimento per la costruzione di una bioraffineria come parte del piano di conversione dell'hub di Priolo, in partnership con Q8.

Estesa la collaborazione con Itabus, la cui intera flotta dei veicoli viaggia con il diesel HVOlution. La collaborazione tra Enilive ed Itabus è iniziata nel 2021 con la sperimentazione e introduzione sui primi mezzi del diesel HVOlution.

Eni e MSC Cruises hanno completato un test sull’utilizzo del diesel HVO di Enilive, dimostrandone l’immediata impiegabilità n ei motori navali, con prestazioni in linea con i combustibili fossili tradizionali, registrando riduzioni di emissioni.

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

Firmato un accordo con BMW Group per il rifornimento con HVO diesel delle flotte aziendali BMW in Italia.

LAVORAZIONI E VENDITE

I volumi di lavorazione bio pari a 527 mila tonnellate sono in diminuzione del 6,9% rispetto al semestre 202 5. I m inori volumi processati hanno risentito dell a fermat a produttiva occorsa presso i l sito di Venezia .

(milioni di tonnellate) 2026 2025 Var. ass. Var.% Rete 2,96 2,65 0,31 11,7 Extrarete 3,39 4,36 (0,97) (22,2) Altre vendite 1,07 1,20 (0,13) (10,8) Vendite in Italia 7,42 8,21 (0,79) (9,6) Rete 1,04 1,10 (0,06) (5,5) Extrarete 1,47 1,35 0,12 8,9 Vendite all'estero 2,51 2,45 0,06 2,4

VENDITE DI PRODOTTI PETROLIFERI IN ITALIA E ALL'ESTERO 9,93 10,66 (0,73) (6,9)Primo Semestre

ENI 14 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

Nel primo semestre 202 6, le vendite di prodotti petroliferi (9,93 milioni di tonnellate) sono diminuite di 0,73 milioni di tonnellate rispetto al corrispondente periodo del 202 5 (-6,9%).

Le vendite rete in Italia pari a 2,96 milioni di tonnellate risultano in aumento ( 11,7 %) per effetto dei maggiori volumi commercializzati di benzine e gasolio.

Al 30 giugno 2026, la rete di distribuzione in Italia è costituita da 4.008 stazioni di servizio, con un incremento (+33) rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente (3.975 stazioni di servizio) per effetto principalmente del saldo positivo tra acquisizioni e risoluzioni di contratti di convenzionamento.

Le vendite extrarete in Italia di 3,39 milioni di tonnellate sono diminuite del 22,2% rispetto al primo semestre 202 5, per effetto della ottimizzazione del portafoglio clienti nel mercato italiano . Le altre vendite in Italia ammontano a 1,07 milioni di tonnellate , registra ndo un decremento del 10,8% rispetto al primo semestre 202 5.

Le vendite rete ed extrarete all’estero pari a 2,51 milioni di tonnellate, aumentano di 0,06 milioni di tonnellate ( +2,4%) rispetto al primo semestre 202 5, per effetto principalmente dei maggiori volumi extrarete commercializzati nei paesi europei.

PLENITUDE

2026 2025 Var. ass. var %

Plenitude

PUN Index GME €/MWh 127 120 8 6,4 Clienti retail/business a fine periodo (milioni di pdf) 10,8 10,0 0,8 7,8 Vendite retail e business gas a clienti finali (miliardi di metri cubi) 2,92 3,07 (0,15) (4,9) Vendite retail e business energia elettrica a clienti finali (terawattora) 10,33 8,99 1,34 14,9 Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo (gigawatt) 6,0 4,5 1,5 33,3 Produzione di energia da fonti rinnovabili (terawattora) 4,0 2,7 1,3 48,1 Punti di ricarica veicoli elettrici a fine periodo (migliaia) 23,2 21,8 1,4 6,2Primo Semestre

SVILUPPI STRATEGICI

Avviat a una riorganizzazione dell’assetto azionario della società controllata Plenitude, che coinvolge gli azionisti di minoranza Ares Alternative Credit (società affiliata di Ares Management Corporation) ed Energy Infrastructure Partners, con l’obiettivo di istituire un nuovo quadro di governance basato sul controllo congiunto tra Eni e Ares, che, una volta completato, comporterà il deconsolidamento di Plenitude dal bilancio consolidato di Eni. L ’operazione prevede un aumento di capitale non proporzionale da sottoscrivere da parte degli azionisti per un importo di circa €1,5 m iliardi , di cui almeno €1 m iliardo da Ares, sulla base di una valutazione del 100% dell’equity Plenitude pari a €10,75 miliardi (e di un valore d’impresa implicito di €13,1 miliardi ). L ’operazione è soggetta all’approvazione delle autorità competenti. A partire dal primo trimestre 2026, Plenitude è stata contabilizzata come discontinued operation ai sensi dell’IFRS 5 nel bilancio consolidato del Gruppo.

Completata l’acquisizione del 100% del capitale sociale di Acea Energia SpA e del 50% del capitale sociale di Umbria Energy S.p.A .

Nell’ambit o dello sviluppo del progetto fotovoltaico Renopool in Spagna, il più grande parco solare costruito dalla Società a livello mondiale con una capacità installata totale di 330 MW, è stata a vviat a la produzione del secondo impianto da 200 MW .

Avviato in Spagna l’impianto solare di Villarino, con una capacità installata di 220 MW e con una stima di produzione annua superiore a 400 GWh .

Sottoscritto con Methagora , sviluppatore di soluzioni per il biometano e fornitore di gas, un accordo che le consentirà di approvvigionarsi in Francia di 50 GWh/a di biometano per un periodo di 15 anni. Nell’ambito della partnership, Methagora vend erà a Plenitude biometano provenie nte da diverse aree agricole in Francia.

Firmato un Power Purchase Agreement della durata di 15 anni con STAT, azienda specializzata nella progettazione e produzione di componenti per il settore automotive . Plenitude realizzerà un nuovo impianto fotovoltaico da 890 KWp che alimenterà gli stabilimenti di STAT .

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE ALLEGATI 15

Firmato un accordo con Autopistas del Atlántico per l’installazione e la gestione di 42 punti di ricarica ultrarapidi, con pot enza fino a 300 kW, situati nelle aree di servizio lungo l’autostrada AP -9 nella regione della Galizia, con completamento previsto entro la fine del 2026.

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

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

VENDITE RETAIL E BUSINESS GAS

(miliardi di metri cubi) 2026 2025 Var. ass. var % Italia 2,06 2,10 (0,04) (1,9) Retail 1,51 1,57 (0,06) (3,8) Business 0,55 0,53 0,02 3,8 Vendite internazionali 0,86 0,97 (0,11) (11,3)

Mercati europei:

Francia 0,64 0,72 (0,08) (11,1) Grecia 0,16 0,18 (0,02) (11,1) Altro 0,06 0,07 (0,01) (14,3)

TOTALE VENDITE RETAIL E BUSINESS GAS A CLIENTI FINALI 2,92 3,07 (0,15) (4,9)Primo Semestre

Nel primo semestre 202 6, le vendite retail e business di gas in Italia e nel resto d’Europa sono state pari a 2,92 miliardi di metri cubi, evidenziando una riduzione di 0,15 miliardi di metri cubi rispetto al primo semestre 202 5, pari al 4,9%, principalmente all’estero a seguito dei minori consumi medi .

VENDITE RETAIL E BUSINESS DI ENERGIA ELETTRICA

Le vendite retail e business di energia elettrica a clienti finali pari a 10,33 TWh effettuate da Plenitude e dalle società controllate in Italia e all’estero ( Francia, Penisola Iberica e Grecia ) sono in crescita (+ 15%) rispetto al primo semestre 202 5, benefician do dell’aumento della base clienti in Italia a seguito dell’operazione di acquisizione di Acea Energia , nonché dell’aumento dei consumi medi di e nergia elettrica .

RINNOVABILI

(terawattora) 2026 2025 Var. ass. var % Produzione di energia da fonti rinnovabili 4,0 2,7 1,3 48,1 di cui: fotovoltaico 2,4 1,5 0,9 60,0 eolico 1,6 1,2 0,4 33,3 di cui: Italia 0,9 0,8 0,1 12,5 estero 3,1 1,9 1,2 63,2Primo Semestre

La produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili è stata pari a 4 TWh, riferita per 2,4 TWh al fotovoltaico e per 1,6 TWh all’ambito eolico, con un aumento di 1,3 TWh rispetto al primo semestre 202 5, principalmente grazie all’incremento della capacità in Francia e allo sviluppo dei progetti organici in Spagna.

Capacità installata

Di seguito è dettagliata la capacità installata da fonti rinnovabili con breakdown per tecnologia:

(gigawatt) 2026 2025 Var. ass. var % Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo 6,0 4,5 1,5 33,3 di cui: fotovoltaico (inclusa potenza installata di storage) 74% 72% eolico 26% 28%Primo Semestre

ENI 16 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

Breakdown per Paese:

2026 2025 Var. ass. var %

ITALIA 1,1 1,1 0,0 0,0

ESTERO 4,9 3,4 1,5 44,1

Stati Uniti 1,7 1,7 0,0 0,0 Spagna 1,8 1,2 0,6 ..

Altri (Australia, Francia, Germania, Grecia, Kazakistan, Regno Unito) 1,4 0,5 0,9 180,0 Totale capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo (inclusa potenza installata di storage) ⁽ᵃ⁾ 6,0 4,5 1,5 33,3Primo Semestre

(gigawatt)

(a) La potenza installata di storage è pari a 272 MW e 221 MW nel primo semestre 2026 e primo semestre 2025, rispettivamente.

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

MOBILITA’ ELETTRICA

Al 30 giugno 202 6, i punti di ricarica per veicoli elettrici installati sono pari a 23,2 mila unità (di cui il 93% in Italia) , +6,4% rispetto al 30 giugno 202 5 (21,8 mila unità) e in aumento del l’1,8% rispetto a fine 202 5 (22,8 mila unità al 31 dicembre 202 5).

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE ALLEGATI 17

REFINING , CHIMICA E SIT ES IN TRANSFORMATION

2026 2025 Var. ass. var %

Refining

Standard Eni Refining Margin (SERM) ⁽ᵃ⁾ ($/barile) 9,1 4,3 4,8 112,2 Lavorazioni in conto proprio Italia (milioni di tonnellate) 6,14 7,07 (0,93) (13,2) Lavorazioni in conto proprio resto del Mondo 3,96 5,17 (1,21) (23,4) Totale lavorazioni in conto proprio 10,10 12,24 (2,14) (17,5) Tasso di utilizzo medio degli impianti di raffinazione (%) 70 79

Chimica

Vendite di prodotti chimici (milioni di tonnellate) 1,26 1,52 (0,26) (17,1) Tasso di utilizzo medio degli impianti (%) 58 51Primo Semestre (a)InUSD perbarile. Fonte: elaborazioni Eni. Aseguito della volatilità edelle dislocazioni delmercato, ilmargine diraffinazione SERM èstato calcolato tenendo conto ditali fattori.

REFINING

SVILUPPI STRATEGICI

Dal 1° gennaio 2026, il ramo di azienda dell’unità di business di Eni SpA Refining Evolution & Transformation è stato conferi to alla nuova società Eni Industrial Evolution (EIE) SpA , impegnata nella gestione efficiente degli asset tradizionali e nella trasformazione industriale anche in un’ottica di economia circolare.

LAVORAZIONI DI PETROLIO

Nel primo semestre 202 6 il margine di raffinazione indicatore Eni (Standard Eni Refining Margin - SERM) si è attesta to in media a 9,1 $/barile, registrando un incremento rispetto ai valori riportati nello stesso periodo del 202 5, a seguito dei più favorevoli crack spread sui distillati medi, dovuti alla indisponibilità di prodotto a seguito delle interruzioni dei flussi dal Medio O riente e delle fermate degli impianti, in un contesto di chiusura delle raffinerie nel bacino atlantico .

Le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio sono pari a 10,10 milioni di tonnellate, in riduzione rispetto al primo semestre 2025. In Italia, le lavora zioni (6,14 milioni di tonnellate) si riducono per effetto principalmente dei minori volumi lavorati presso l e raffineri e di Milazzo e Sannazzaro, a seguito delle fermate per manutenzioni programmate, parzialmente compensati dai maggiori volumi lavorati presso la raffineria di Taranto per maggiore disponibilità degli impianti . Le lavorazioni nel resto del mondo sono in calo rispetto al primo semestre 2025 (-23,4% ) per effetto di minori volumi processati a seguito dell’indisponibilità di prodotti a causa della chiusura dello Stretto di Hormuz. Il tasso di utilizzo delle raffinerie ( 70%) si riduce di 9 punti percentual i rispetto al primo semestre 202 5.

CHIMICA

SVILUPPI STRATEGICI

Avanzamenti nel piano di ristrutturazione del polo Versalis di Priolo: assunta la decisione finale di investimento (FID) per la realizzazione di una bioraffineria. Inoltre, sono in corso le attività di valutazione e autorizzazione per la costruzione di un impianto di riciclo chimico delle plastiche post‑consumo.

ENI 18 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

VENDITE

(migliaia di tonnellate) 2026 2025 Var. ass. Var.% Intermedi 863 1.701 (838) (49,3) Polimeri 545 701 (156) (22,3) Biochem 107 118 (11) (9,0) Moulding & Compounding 40 40 0 0,2 Totale produzioni 1.555 2.559 (1.004) (39,2) Consumi e perdite (785) (1.467) 682 46,5 Acquisti e variazioni rimanenze 485 426 60 14,0 Totale disponibilità 1.256 1.518 (262) (17,3) Intermedi 745 799 (54) (6,8) Polimeri 400 609 (209) (34,3) Oilfield chemicals 14 13 1 11,2 Biochem 60 59 2 2,8 Moulding & Compounding 37 39 (2) (6,4) Totale vendite 1.256 1.518 (262) (17,3)Primo Semestre

Le produzioni di prodotti chimici di 1.555 mila tonnellate sono diminuite di 1.004 mila tonnellate ( -39,2%) principalmente a causa della fermata definitiva de i siti craking di Brindisi (da aprile 2025) e Priolo (da luglio 2025).

Le vendite di prodotti chimici di 1.256 mila tonnellate hanno registra to un a flessione di 262 mila tonnellate ( -17,3 %) a causa del mercato dei polimeri caratterizzato da forti tensioni geopolitiche e rincari delle materie prime che hanno determinato il calo della domanda di materie plastiche da parte degli operatori dell’industria.

Le vendite di Moulding & Compounding sono state pari a 37 mila tonnellate e si riferiscono ai semilavorati e ai prodotti del gruppo Finproject, tra i quali il compound di ultima generazione a base di Poliolefine espandibili a marchio Levirex® e il materiale plastico ultraleggero a marchio XL Extralight®.

I margini hanno registrato un significativo miglioramento , sostenuti dalla trasformazione e da uno scenario di shortage del polietilene riconducibile alle tensioni ge opolitiche ge nerate dalla chiusura dello Stretto di Hormuz. I margini biochem sono stati penalizzati dall’introduzione, in Europa, di dazi su importazioni di materie prime dall’Asia .

SITES IN TRANSFORMATION

SVILUPPI STRATEGICI

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

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE ALLEGATI 19

PERFORMANCE E INIZIATIVE ESG

SALUTE, SICUREZZA E AMBIENTE ⁽ᵃ⁾ 2026 2025

Indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) (infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 0,53 0,48 dipendenti 0,42 0,60 contrattisti 0,59 0,40 Emissioni dirette di GHG (Scope 1) (milioni di tonnellate di CO ₂eq) 8,0 9,5 di cui: E&P 1,7 2,5 GGP e Power 4,4 4,6 Enilive 0,1 0,3 Plenitude 0,001 0,001 Refining, Chimica e Sites in transformation 1,7 2,1 Emissioni dirette di metano (Scope 1) (migliaia di tonnellate di CH ₄) 5,8 8,3 Volumi di idrocarburi inviati a flaring di routine (miliardi di Sm³) 0,0 0,0 Acqua di produzione reiniettata (%) 59 55 Volumi di oil spill da sabotaggio (compresi furti) (>1 barile)(barili) 75 0 Volumi di oil spill operativi (>1 barile) 931 11 (a) Gli indicatori fanno riferimento ai dati 100% degli asset operati, consolidati e non.Primo Semestre

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

• Emissioni dirette di GHG (Scope 1) : in diminuzione rispetto al primo semestre 2025 in linea con gli impegni di decarbonizzazione di Eni. Le principali riduzioni sono attribuibili al settore E&P (attività volte alla riduzione del flaring e operazioni di portafoglio), al settore della raffin azione (fermate per manutenzione) e della chimica (piano di trasformazione di Versalis e conseguente nuovo assetto per Brindisi e Priolo).

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

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

• Volumi di oil spill: gli oil spill operativ i risultano in aumento rispetto al periodo di confronto nonostante una riduzione del numero di eventi. L’unico evento di oil spill riconducibile ad atti di sabotaggio è occorso in Italia (nel primo semestre 202 5 non erano stati registrati eventi analoghi).

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

• Nel primo semestre 2026, Eni ha sostenuto costi di ricerca e sviluppo pari a € 89 milioni in diminuzione del 5% rispetto al periodo di confronto (€ 94 milioni).

• Eni si è classificata al primo posto nel Corporate Human Rights Benchmark (CHRB), pubblicato dalla World Benchmarking Alliance (WBA), che valuta oltre 100 tra le principali aziende a livello globale che operano in cinque settori ad alto rischi o e ne esamin a le prestazioni in cinque aree di misurazione.

• Rinnovato l’Accordo Quadro Globale sulle Relazioni Industriali Internazionali, la Responsabilità Sociale dell’Impresa e per un a Just Transition (GFA) con IndustriALL Global Union e le organizzazioni sindacali Filctem Cgil, Femca Cisl, Uiltec Uil.

• In Egitto, Eni, attraverso la controllata IEOC, ed Eni Foundation hanno sottoscritto un Memorandum of Intent (MoI ) con il Ministero della Salute e della Popolazione, la Health Insurance Organization e il Ministero del Petrolio e delle Risorse Minerarie, finalizzato all’avvio di una cooperazione congiunta per lo sviluppo e l’implementazione di un progetto di salute comunitaria volto a rafforzare i servizi sanitari e migliorare il benessere della popolazione del Governatorato del Cairo, con particolare attenzione ai gruppi vulnerabili.

ENI 20 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 5

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

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

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

• Inaugurato a Ravenna con Hera il Comparto Ambientale sull’area riqualificata di Ca’ Ponticelle che contribuirà a ridurre la strutturale carenza di impianti per la gestione dei rifiuti speciali in Italia e a massimizzare il recupero di materia, riduc endo il ricorso alle discariche.

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

• Nel corso del primo semestre 2026, nell’ambito del Clean Cooking Program, Eni ha ampliato in modo significativo l’accesso a soluzioni di cottura più efficienti in Africa, raggiungendo 1 milione di persone in Mozambico attraverso la distribuzione d i oltre 200.000 fornelli e inaugurando a Luanda (Angola) un nuovo centro di produzione. Il programma contribuisce a ridurre il consumo di combustibile, la pressione sulle risorse naturali e a migliorare le condizioni di salute. Inoltre, in Angola, Eni ha annunciato l’avvio di un progetto di agricoltura sostenibile e di ripristino degli ecosistemi degradati nella provincia di Moxico, al fine di promuovere pratiche agricole sostenibili e interventi di ricostituzione degli ecosistemi forestali.

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

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

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

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

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

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE ALLEGATI 21

Commento ai risultati

economico -finanziari

Per effetto della decisione del Consiglio di Amministrazione di Eni di riorganizzare la struttura azionaria della controllata Plenitude e di modificare la governance al fine di istituire il controllo congiunto con il socio di minoranza Ares Management Alternative Credit funds (“Ares”) , dal primo trimestre 2026 il gruppo Plenitude è stat o contabilizzat o come discontinued operation ai sensi dell’IFRS 5 nel bilancio consolidato di Gruppo, poiché rappresenta una linea di business rilevante oggetto di dismissione .

Questo comporta che i risultati di Plenitude, al netto delle elisioni delle operazioni infragruppo, siano rappresentati in un’unica voce del conto economico consolidato di Gruppo e separatamente dai risultati delle continuing operations . I risultati delle continuing operations e delle discontinued operations non sono rappresentativi delle due entità su base standalone poiché al 30 giugno 2026 il gruppo Plenitude rimane consolidato a tutti gli effetti con eliminazione delle transazioni intercompany e dei relativi margini interni. Questo comporta che considerat i i significativi volumi di gas ceduti dalle continuing operations a Plenitude l’eliminazione delle partite intercompany riduce il margine del settore cedente a beneficio di quello acquirente . Il primo semestre 2025 è stato coerentemente riespost o. Nella situazione patrimoniale e finanziaria, la contabilizzazione di Plenitude non differisce da quella delle attività destinate alla vendita. I risultati delle discontinued operations di Plenitude e delle controllate s ono determinati assumendo che dal m ese di marzo 2026 non maturino più ammortamenti. Le misure finanziarie Non‑GAAP riportate nella presente relazione relative ai risultati di Plenitude rappresentano in continuità con i precedenti reporting period una vista standalone .

RISULTATI CONTINUING OPERATIONS

CONTO ECONOMICO

(€ milioni) 2026 2025 Var. ass. Var. % Ricavi della gestione caratteristica 42.056 35.752 6.304 17,6 Altri ricavi e proventi 673 649 24 3,7 Costi operativi (35.612) (31.681) (3.931) (12,4) Altri proventi e oneri operativi (321) 436 (757) ..

Ammortamenti (3.321) (3.478) 157 4,5 (1.474) (641) (833) ..

Radiazioni (119) 14 (133) ..

Utile (perdita) operativo 1.882 1.051 831 79,1 Proventi (oneri) finanziari (386) (329) (57) (17,3) Proventi (oneri) netti su partecipazioni 3.318 775 2.543 ..

Utile (perdita) prima delle imposte 4.814 1.497 3.317 ..

Imposte sul reddito (2.117) (2.056) (61) (3,0) Tax rate (%) 44,0 137,3 Utile (perdita) netto- continuing operations 2.697 (559) 3.256 ..

Utile (perdita) netto - discontinued operations 1.958 2.315 (357) (15,4) Utile (perdita) netto 4.655 1.756 2.899 ..

di competenza:

- azionisti Eni 4.390 1.715 2.675 ..

- continuing operations 3.023 (406)

- discontinued operations 1.367 2.121

- interessenze di terzi 265 41 224 ..

- continuing operations (326) (153) (173) ..

- discontinued operations 591 194 397Primo Semestre Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali e immateriali e di diritti di utilizzo beni in leasing

Nel primo semestre 2026 il positivo andamento dello scenario ha sostenuto i risultati economici e finanziari del Gruppo principalmente a seguito de l rafforzamento delle principali comm odities in parte compensato dall’apprezzamento dell’euro rispetto al dollaro. La volatilità del prezzo medio del Bren t ha raggiunto livelli record nel corso del primo semestre 2026 , con una media prezzi di circa 93 $/barile, in aumento del 29% rispetto al primo semestre 2025. I prezzi del gas nei principali hub europei (PSV e TTF) hanno evidenziato un andamento positivo nel primo semestre 2026 (+3 -4%) pur evidenziando una contenuta volatilità dovuta all’avvio di rilevante capacità di liquefazione negli USA e delle rinnovabili . La rilevante ripresa del margine indicatore SERM (+112% rispetto al primo semestre 2025) è conseguente alla minore offerta globale di prodotti raffinati in relazione ai fattori geopolitici (interruzioni di impianti in Medio Oriente e in Russia) e alla decisione delle autorità Cine si di ridurre

ENI 22 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

l’export di prodotto a beneficio del mercato interno. L’apprezzamento del tasso di cambio EUR/USD (+ 7% rispetto al primo semestre 202 5) ha avuto un impatto negativo sulla traduzione dei bilanci delle società controllate con moneta funzionale USD.

L’utile netto di Gruppo riflette il positivo andamento gestionale nonché il provento straordinario relativo all’operazione di business combination con Petronas per la creazione della JV Searah (€2,1 miliardi) in parte compensat o da svalutazioni di asset E&P per circa €1, 2 miliardi .

Di seguito i principali indicatori di scenario del semestre:

2026 2025 Var % Prezzo medio del greggio Brent dated ⁽ᵃ⁾ 92,57 71,74 29,0 Cambio medio EUR/USD ⁽ᵇ⁾ 1,167 1,093 6,8 Prezzo medio in euro del greggio Brent dated 79,32 65,64 20,8 Standard Eni Refining Margin (SERM) ⁽ᶜ⁾ 9,1 4,3 112

PSV ⁽ᵈ⁾ 44 43 2,6

TTF ⁽ᵈ⁾ 43 41 3,9

Spread EU HVO UCO-based vs UCO (CIF) 1.623 777 ..

Spread US RD ⁽ᵉ⁾ UCO-based vs UCO 936 463 ..

PUN Index GME 127 120 6,4 (a) In USD per barile. Fonte: S&P Global Energy.

(b) Fonte: BCE.

(d) In Euro/MWh.

(e) Renewable Diesel.(c) In USD per barile. Fonte: elaborazioni Eni. A seguito della volatilità e delle dislocazioni del mercato, il margine di raffinazione SERM è stato calcolato tenendo conto di tali fattori.Primo Semestre

Analisi delle voci del conto economico

RICAVI

(€ milioni) 2026 2025 Var. ass. Var % Exploration & Production 30.317 24.942 5.375 21,5

- di cui upstream 10.811 10.107 704 7,0 Global Gas & LNG Portfolio e Power 9.433 9.034 399 4,4

- Global Gas & LNG Portfolio 7.555 6.961 594 8,5

- Power 1.878 2.073 (195) (9,4) Enilive 11.674 9.536 2.138 22,4 Refining, Chimica e Sites in transformation 10.553 9.465 1.088 11,5

- Refining 8.702 7.545 1.157 15,3

- Chimica 1.661 2.017 (356) (17,6)

- Sites in transformation 298 298 Corporate e altre attività 932 979 (47) (4,8) Elisioni di consolidamento (20.853) (18.204) (2.649) Ricavi della gestione caratteristica 42.056 35.752 6.304 17,6 Altri ricavi e proventi 673 649 24 3,7 Totale ricavi 42.729 36.401 6.328 17,4Primo Semestre

I ricavi complessivi ammontano a € 42.729 milioni, in aumento del 17% rispetto al primo semestre 20 25.

I ricavi della gestione caratteristica conseguiti nel primo semestre 202 6 (€42.056 milioni) riflettono gli effetti indotti dal trend delle principali commodities attenuato dall’apprezzamento dell’euro che hanno interessato tutti i segmenti di business : Brent in aumento del 29% nel semestre 202 6 rispetto al semestre 2025, prezzo dei prodotti petroliferi in rialzo per effetto della minore offerta globale in relazione ai fattori geopolitici (interruzioni di impianti in Medio Oriente e in Russia ) in parte compensato dall’effetto delle minori quantità lavorate. L’incremento registrato in Enilive riflette principalmente l’andamento positivo dello scenario della bioraffinazione.

Gli altri ricavi e proventi di €673 milioni sono aumentati del 4% rispetto al primo semestre 2025 e includono il recupero della quota dei costi del diritto di utilizzo dei beni in leasing di competenza dei partner delle joint operation non incorporate o perate da Eni, nonché proventi per canoni brevetti, licenze e royalties .

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE ALLEGATI 23

COSTI OPERATIVI

(€ milioni) 2026 2025 Var. ass. Var % Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi 33.929 30.054 3.875 12,9 Svalutazioni (riprese di valore) nette di crediti commerciali e altri crediti 101 73 28 38,4 Costo lavoro 1.582 1.554 28 1,8 di cui: incentivi per esodi agevolati e altro 30 34 (4) (11,8) 35.612 31.681 3.931 12,4Primo Semestre

I costi operativi sostenuti nel primo semestre 202 6 (€35.612 milioni) sono aumentati di €3.931 milioni rispetto al primo semestre 2025 (+12%).

L’incremento di €3.875 milioni rispetto al primo semestre 2025 registrat o negli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi (€33.929 milioni ) è essenzialmente dovuto al maggior costo degli idrocarburi approvvigionati (gas da contratti long -term e cariche petrolifere e petrolchimiche) in relazione all’andamento dello scenario dell’energia .

Il costo lavoro (€1.582 milioni) è sostanzialmente in linea rispetto al corrispondente periodo del 2025 .

AMMORTAMENTI, SVALUTAZIONI, RIPRESE DI VALORE E RADIAZIONI

(€ milioni) 2026 2025 Var. ass. Var % Exploration & Production 2.947 3.065 (118) (3,8) Global Gas & LNG Portfolio e Power 90 132 (42) (31,8) Enilive 149 145 4 2,8 Refining, Chimica e Sites in transformation 73 75 (2) (2,7) Corporate e altre attività 79 77 2 2,6 Effetto eliminazione utili interni (17) (16) (1) Ammortamenti 3.321 3.478 (157) (4,5) Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing1.474 641 833 ..

Ammortamenti, svalutazioni e riprese di valore 4.795 4.119 676 16,4 Radiazioni 119 (14) 133 ..

4.914 4.105 809 19,7Primo Semestre

Gli ammortamenti (€3.321 milioni) sono diminuiti di € 157 milioni rispetto al primo semestre 2025 ( -4,5%) principalmente per effetto dell’apprezzamento dell’euro e nel settore Exploration & Production a seguito della razionalizzazione del portafoglio in parte compensata dagli avvii e ramp -up di nuovi progetti. Le svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali e immateriali e di diritto di utilizzo beni in leasing pari a €1.474 milioni sono commentate nella sezione “Risultati Non-Gaap ”.

Le radiazioni (€119 milioni) si riferiscono principalmente al settore E&P e riguardano i costi dei pozzi esplorativi completati in attesa di esito che nell’esercizio sono risultati d’insuccesso relativi in particolare ad iniziative in Oman e Libia nonché titoli minerari esplorativi principalmente per abbandono di alcune iniziative sottostanti .

ENI 24 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

PROVENTI (ONERI) FINANZIARI NETTI

(€ milioni) 2026 2025 Var. ass.

Proventi (oneri) finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto (380) (368) (12)

- Interessi e altri oneri su prestiti obbligazionari (346) (367) 21

- Proventi (oneri) netti su attività finanziarie destinate al trading 94 120 (26)

- Proventi (oneri) netti su altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico 1 (9) 10

- Interessi ed altri oneri verso banche ed altri finanziatori (164) (129) (35)

- Interessi passivi su passività per beni in leasing (162) (180) 18

- Interessi attivi verso banche 68 103 (35)

- Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli non strumentali all'attività operativa 129 94 35 Proventi (oneri) su strumenti finanziari derivati 9 (70) 79

- Strumenti finanziari derivati su valute 53 (52) 105

- Strumenti finanziari derivati su tassi di interesse (44) (18) (26) Differenze di cambio 93 182 (89) Altri proventi (oneri) finanziari (143) (143)

- Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa 18 18

- Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo (accretion discount) (142) (162) 20

- Altri proventi (oneri) finanziari (19) 1 (20) (421) (399) (22) Proventi (oneri) finanziari imputati all'attivo patrimoniale 35 70 (35) (386) (329) (57)Primo Semestre

Gli oneri finanziari netti di €386 milioni registrano un lieve incremento (€57 milioni ) rispetto al primo semestre 202 5 per effetto principalmente : (i) dell’incremento di €12 milioni degli oneri finanziari correlati all’indebitamento ; (ii) dell’effetto negativo della variazione del fai r value su strumenti derivati su tassi d’interesse ( -€26 milioni) privi dei requisiti formali per il trattamento in hedge accounting; e (iii) della variazione positiva del fair value dei derivati su cambi (+€105 milioni), le cui variazioni sono imputate a conto economico essendo privi dei requisiti formali per essere qualificati come “hedges” in base all’IFRS 9 compensato dalla variazione negativa delle differenze cambio ( -€89 milioni ).

PROVENTI (ONERI) NETTI SU PARTECIPAZIONI

(€ milioni) 2026 2025 Var. ass.

Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto 1.172 669 503 Dividendi 60 100 (40) Altri proventi (oneri) netti 2.086 6 2.080 Proventi (oneri) su partecipazioni 3.318 775 2.543Primo Semestre

I proventi netti su partecipazioni ammontano a € 3.318 milioni, in aumento di €2.543 milioni rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente e riguardano:

- le quote di competenza degli utili di periodo delle imprese partecipate valutate con il metodo del patrimonio netto per complessivi € 1.172 milioni riferite principalmente alla rilevazione della quota di competenza di Vår Energi, Azule Energy, Ithaca Energy , Searah e ADNOC R&GT nonché la quota Eni del risultato della joint venture Saipem.

- i dividendi di € 60 milioni ricevuti da partecipazioni minoritarie valutate al fair value con imputazione nell’utile complessivo e relativi principalmente alla Nigeria LNG (€ 31 milioni) e alla Everen Ltd (€20 milioni) ;

- altri proventi netti di € 2.086 milioni relativi principalmente agli effetti della business combination per la creazione della JV Searah.

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE ALLEGATI 25

STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO1

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

Capitale immobilizzato

Immobili, impianti e macchinari 50.536 49.165 (1.371) Diritto di utilizzo beni in leasing 5.184 4.948 (236) Attività immateriali 6.022 1.532 (4.490) Rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo 1.187 1.655 468 Partecipazioni 14.484 19.170 4.686 Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa 974 997 23 Debiti netti relativi all’attività di investimento (1.337) (1.372) (35) 77.050 76.095 (955) Capitale di esercizio netto Rimanenze 5.143 6.407 1.264 Crediti commerciali 8.986 9.044 58 Debiti commerciali (13.901) (14.863) (962) Attività (passività) tributarie nette 1.506 757 (749) Fondi per rischi e oneri (14.580) (13.887) 693 Altre attività (passività) d’esercizio (1.572) (1.183) 389 (14.418) (13.725) 693 Fondi per benefici ai dipendenti (596) (559) 37 Discontinued operations e attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili5.979 11.831 5.852

CAPITALE INVESTITO NETTO 68.015 73.642 5.627

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

COPERTURE 68.015 73.642 5.627

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

Al 30 giugno 2026 il capitale immobilizzato (€76.095 milioni ) è diminuito di € 955 milioni rispetto al 31 dicembre 2025 principalmente per effetto della riclassifica a discontinued operations del gruppo Plenitude a seguito dell’annunciata operazione di riassetto partecipativo e nuova governance che comporterà la cessione del controllo. Tale variazione è stata parzialmente compensata dall’effetto netto della rilevazione iniziale della partecipazione nella nuova JV S earah, superiore ai valori contabili degli asset conferiti alla joint venture a fronte dell’acquisizione di una partecipazione del 50%. Gli investimenti del perio do sono stati compensati dagli ammortamenti/svalutazioni. Le differenze cambio hanno segno positivo di €1 .653 milioni (al 30 giugno 2026, cambio puntuale EUR/USD pari a 1,139 rispetto al cambio di 1,176 al 31 dicembre 2025, -3%), comportando un aumento del valore in euro dei book value delle attività denominate in dollari.

Il capitale di esercizio netto si attesta a circa €13 .725 milioni . L’incremento del valore delle rimanenze, determinato dall’applicazione del costo medio ponderato degli approvvigionamenti in uno scenario di più elevati prezzi delle commodity e la variazione del fondo rischi ed oneri, sono stati parzialmente compensati dall’aumento dei debiti commerciali.

Le discontinued operations e attività destinate alla vendita includono oltre a Plenitude (€9,6 miliardi ), altri asset del settore upstream (€2, 2 miliardi ). Per effetto della cessazione del processo di disinvestimento, la partecipazione del 25% nel progetto Congo LNG, precedentemente rilevata tra le attività destinate alla vendita, è stata riclassificata tra le attività in uso con tinuativo.

A seguito di tale v ariazione, l’asset è stato riesposto al valore di libro originario alla data di riclassifica, rilevando una ripresa di valore netta di circa €0,2 9 miliardi .

1 Per la riconduzione allo schema obbligatorio v. il paragrafo “Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori”.

ENI 26 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

Il patrimonio netto degli azionisti Eni (€52 .001 milioni ) è aumentato di €4 .061 milioni rispetto al 31 dicembre 2025 per effetto dell'utile netto del periodo (€ 4.390 milioni ), differenze cambio positive (€1 .534 milioni ), parzialmente compensate dalla remunerazione degli azionisti di €2 .438 milioni (distribuzione dividendi e riacquisto di azioni proprie).

Le interessenze di terzi di €4 .929 milioni al 30 giugno 2026 includono: i) la partecipazione di minoranza del socio KKR nel capitale sociale di Enilive (€ 839 milioni ) e la partecipazione di minoranza del fondo EIP e Ares in Plenitude (€1 .911 milioni ); ii) il bond ibrido perpetuo subordinato emesso da una controllata nel 2024 (€1 .755 milioni al 30 giugno 2026 ) classificato a patrimonio netto in considerazione del diritto incondizionato del Gruppo di evitare il trasferimento di attività finanziarie agli obblig azionisti.

L’indebitamento finanziario netto ante lease liability al 30 giugno 2026 è pari a €11 .271 milioni , in aumento di €1 .743 milioni rispetto al 31 dicembre 2025.

Il gearing – rapporto tra indebitamento finanziario netto e capitale investito netto, entrambi ante lease liabilities – si attesta al 17% al 30 giugno 2026; ovvero 10% su base proforma considerando le operazioni di portafoglio in cor so.

GEARING E INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO

Il “gearing” misura il grado di indebitamento della società ed è calcolato come rapporto tra l’indebitamento finanziario nett o e il capitale investito netto e misura quanta parte del capitale investito netto è finanziata con il ricorso ai mezzi di terzi. 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 dicembre 2025 30 giugno 2026 Var. ass.

Debiti finanziari e obbligazionari 28.464 31.522 3.058

- Debiti finanziari a breve termine 8.363 7.722 (641)

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

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE ALLEGATI 27

RICONDUZIONE DELL’UTILE COMPLESSIVO

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

Effetto fiscale

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

di competenza:

- azionisti Eni 5.528 (3.549)

- continuing operations 4.104 (5.600)

- discontinued operations 1.424 2.051

- interessenze di terzi 350 (209)

- continuing operations (266) (395)

- discontinued operations 616 186Primo Semestre

PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO

(€ milioni)

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

di competenza:

- azionisti Eni 49.738

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

di competenza:

- azionisti Eni 52.001

- interessenze di terzi 4.929

ENI 28 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO2

(€ milioni) 2026 2025 Var. ass.

Utile (perdita) netto - continuing operations 2.697 (559) 3.256 Utile (perdita) netto - discontinued operations 1.958 2.315 (357) Utile (perdita) netto 4.655 1.756 2.899 Rettifiche per ricondurre l'utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa:

- ammortamenti e altre componenti non monetarie 1.776 3.558 (1.782)

- plusvalenze nette su cessioni di attività (5) (6) 1

- dividendi, interessi e imposte 2.700 2.384 316 Variazione del capitale di esercizio (1.516) 192 (1.708) Dividendi incassati 868 879 (11) Imposte pagate (2.051) (2.230) 179 Interessi (pagati) incassati (730) (631) (99) Flusso di cassa netto da attività operativa 5.697 5.902 (205) Investimenti tecnici (4.008) (3.773) (235) Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda (800) (351) (449) Dismissioni di partecipazioni consolidate, rami d'azienda, attività materiali e immateriali e partecipazioni (271) 84 (355) Altre variazioni relative all’attività di investimento e disinvestimento 255 (175) 430 Free cash flow 873 1.687 (814) Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all'attività operativa (830) (190) (640) Variazione debiti finanziari correnti e non correnti 2.460 (1.324) 3.784 Rimborso di passività per beni in leasing (669) (675) 6 Flusso di cassa del capitale proprio (2.527) 1.564 (4.091) Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue 804 126 678 Variazioni area di consolidamento, differenze cambio sulle disponibilità 23 (204) 227

VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILITÀ LIQUIDE ED EQUIVALENTI 134 984 (850)

Variazione dell'indebitamento finanziario netto (€ milioni) 2026 2025 Var. ass.

Free cash flow 873 1.687 (814) Rimborso di passività per beni in leasing (669) (675) 6 Debiti e crediti finanziari società acquisite (9) (9) Debiti e crediti finanziari società disinvestite (238) (238) Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni 23 (725) 748 Flusso di cassa del capitale proprio (2.527) 1.564 (4.091) Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue 804 126 678

VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO ANTE PASSIVITA' PER LEASING (1.743) 1.977 (3.720)

Rimborsi lease liability 669 675 (6) Accensioni del periodo e altre variazioni (410) 70 (480) Variazione passività per beni in leasing 259 745 (486)

VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO POST PASSIVITA' PER LEASING (1.484) 2.722 (4.206)Primo Semestre

Primo Semestre

Il flusso di cassa netto da attività operativa del primo semestre 2026 pari a €5.697 milioni, include € 868 milioni di dividendi distribuiti dalle partecipate . L’ammontare dei crediti commerciali ceduti pro -soluto nell’ambito degli accordi di factoring con istituzioni finanziarie è stato superiore di circa € 0,2 miliardi rispetto alla manovra del quarto trimestre 2025, nell'ambito delle iniziative del Gruppo per l'ottimizzazione del fabbisogno di capitale circolante.

2 Per la riconduzione allo schema obbligatorio v. il paragrafo “Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori”.

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE ALLEGATI 29

INVESTIMENTI TECNICI

(€ milioni)2026 2025 Var. ass. Var % Exploration & Production 3.141 2.775 366 13,2 di cui: - ricerca esplorativa 265 166 99 59,6

- sviluppo di idrocarburi 2.860 2.586 274 10,6

- altro 16 23 (7) (30,4) Global Gas & LNG Portfolio 22 37 (15) (40,5)

- Global Gas & LNG Portfolio 2 9 (7) (77,8)

- Power 20 28 (8) (28,6) Enilive 119 101 18 17,8 Plenitude 219 340 (121) (35,6) Refining, Chimica e Sites in transformation 440 288 152 52,8

- Refining 384 206 178 86,4

- Chimica 44 82 (38) (46,3)

- Sites in transformation 12 Corporate e altre attività 78 253 (175) (69,2) Effetto eliminazione utili interni (11) (21) 10 Investimenti tecnici ⁽ᵃ⁾ 4.008 3.773 235 6,2Primo Semestre (a)Icosti capitalizzati periquali sono state concesse dilazioni dipagamento che hanno comportato laclassificazione deldebito come finanziario sono rilevati nelle altre variazioni delrendiconto finanziario riclassificato e non sono riportati nella tabella (€561 milioni e €753 milioni nel primo semestre 2026 e nel primo semestre 2025, rispettivamente).

Gli investimenti tecnici di €4.008 milioni evidenziano un incremento del 6% rispetto al periodo di confronto (€3.773 milioni nel primo semestre 202 5) hanno riguardato essenzialmente:

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

- in Enilive (€11 9 milioni ) sono relativi principalmente ai progetti di bioraffinazione (EcofiningTM a Venezia e catalizzatori a Gela) alla commercializzazione in Italia e all’estero;

- in Plenitude (€219 milioni) sono relativi allo sviluppo del business delle rinnovabili, all’acquisizione di nuovi clienti nonché all’attività di sviluppo della rete per veicoli elettrici,

- nel settore Refining, Chimica e Sites in transformation sono principalmente legati l’attività di raffinazione in Italia (€ 384 milioni ) relativi alla conversione in bioraffineria del sito di Livorno, ad attività di mantenimento e stay -in-business e al business della chimica (€4 4 milioni ) 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 a gribusiness (€13 milioni ).

ENI 30 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

RICONDUZIONE DEGLI SCHEMI DI BILANCIO RICLASSIFICATI UTILIZZATI NELLA

RELAZIONE SULLA GESTIONE A QUELLI OBBLIGATORI

STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO

Voci dello stato patrimoniale riclassificato (dove non espressamente indicato, la componente è ottenuta direttamente dallo schema legale)

(€ milioni)

Capitale immobilizzato

Immobili, impianti e macchinari 49.165 50.536 Diritto di utilizzo beni in leasing 4.948 5.184 Attività immateriali 1.532 6.022 Rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo 1.655 1.187 Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto e altre partecipazioni 19.170 14.484 Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa (vedi nota 14) 997 974 Debiti netti relativi all’attività di investimento, composti da: (1.372) (1.337)

- passività per attività di investimento correnti (vedi nota 8) (49)

- passività per attività di investimento non correnti (vedi nota 8)

- crediti per attività di disinvestimento (vedi nota 6) 74 209

- crediti per attività di disinvestimento non correnti (vedi nota 8) 171 169

- debiti verso fornitori per attività di investimento (vedi nota 15) (1.617) (1.666) Totale Capitale immobilizzato 76.095 77.050 Capitale di esercizio netto Rimanenze 6.407 5.143 Crediti commerciali (vedi nota 6) 9.044 8.986 Debiti commerciali (vedi nota 15) (14.863) (13.901) Attività (passività) tributarie nette, composti da: 757 1.506

- passività per imposte sul reddito correnti (420) (343)

- passività per imposte sul reddito non correnti (25) (40)

- passività per altre imposte correnti (vedi nota 8) (2.277) (1.589)

- passività per imposte differite (4.222) (4.805)

- passività per altre imposte non correnti (vedi nota 8) (35) (47)

- attività per imposte sul reddito correnti 820 539

- attività per imposte sul reddito non correnti 125 125

- attività per altre imposte correnti (vedi nota 8) 692 919

- attività per imposte anticipate 6.084 6.716

- attività per altre imposte non correnti (vedi nota 8) 7 24

- crediti per consolidato fiscale (vedi nota 6) 10 9

- debiti per consolidato fiscale (vedi nota 15) (2) (2) Fondi per rischi e oneri (13.887) (14.580) Altre attività (passività), composti da: (1.183) (1.572)

- crediti finanziari strumentali all'attività operativa a breve termine (vedi nota 14)

- crediti verso partner per attività di esplorazione e produzione e altri (vedi nota 6) 3.279 3.232

- altre attività correnti (vedi nota 8) 2.721 3.024

- altri crediti e altre attività non correnti (vedi nota 8) 1.293 2.608

- acconti e anticipi, debiti verso partner per attività di esplorazione e produzione e altri (vedi nota 15) (3.497) (4.692)

- altre passività correnti (vedi nota 8) (3.521) (2.401)

- altri debiti e altre passività non correnti (vedi nota 8) (1.458) (3.343) Totale Capitale di esercizio netto (13.725) (14.418) Fondi per benefici ai dipendenti (559) (596) Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili 11.831 5.979

composte da:

- attività destinate alla vendita 18.533 8.005

- passività direttamente associabili ad attività destinate alla vendita (6.702) (2.026)

CAPITALE INVESTITO NETTO 73.642 68.015

Patrimonio netto degli azionisti Eni comprese interessenze di terzi 56.930 52.787 Indebitamento finanziario netto Debiti finanziari e obbligazioni, composti da: 31.522 28.464 ‐ passività finanziarie a lungo termine 23.827 20.139 ‐ quote a breve di passività finanziarie a lungo termine 2.388 3.434 ‐ passività finanziarie a breve termine 5.334 4.929

- altre attività non correnti (vedi nota 8) (27) (38)

a dedurre:

Disponibilità liquide ed equivalenti (8.365) (8.100) Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico (6.723) (6.991) Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa (vedi nota 14) (5.163) (3.845) Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16 11.271 9.528 Passività per beni in leasing, composti da: 5.441 5.700

- passività per beni in leasing a lungo termine 4.358 4.437

- quota a breve di passività per beni in leasing a lungo termine 1.083 1.263 Totale Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16 ⁽ᵃ⁾ 16.712 15.228 COPERTURE 73.642 68.01530 giugno 2026 31 dicembre 2025 (a) Per maggiori dettagli sulla composizione dell'indebitamento finanziario netto si veda anche la nota 17 al Bilancio consolidato semestrale abbreviato.Rif. alle note al

Bilancio

consolidato

semestrale

abbreviatoValori da

schema

legaleValori da

schema

riclassificatoValori da

schema

legaleValori da

schema

riclassificato

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE ALLEGATI 31

RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO

Voci del Rendiconto Finanziario Riclassificato e confluenze/riclassifiche delle voci dello schema legale

(€ milioni)

Utile (perdita) netto - continuing operations 2.697 (559) Utile (perdita) netto - discontinued operations 1.958 2.315 Utile (perdita) netto 4.655 1.756 Rettifiche per ricondurre l'utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da

attività operativa:

Ammortamenti e altri componenti non monetari 1.776 3.558

- ammortamenti 3.398 3.696

- svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e di diritti di utilizzo beni in leasing1.474 641

- radiazioni 120 (13)

- effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto (1.158) (649)

- altre variazioni (2.077) (125)

- variazione fondo per benefici ai dipendenti 19 8 Plusvalenze nette su cessioni di attività (5) (6) Dividendi, interessi e imposte 2.700 2.384

- dividendi (60) (100)

- interessi attivi (223) (202)

- interessi passivi 629 607

- imposte sul reddito 2.354 2.079 Flusso di cassa del capitale di esercizio (1.516) 192

- rimanenze (1.729) 401

- crediti commerciali (1.233) 2.655

- debiti commerciali 1.794 (2.437)

- fondi per rischi e oneri (423) (439)

- altre attività e passività 75 12 Dividendi incassati 868 879 Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati (2.051) (2.230) Interessi (pagati) incassati (730) (631)

- Interessi incassati 87 117

- Interessi pagati (817) (748) Flusso di cassa netto da attività operativa 5.697 5.902 Investimenti (4.008) (3.773)

- attività materiali (4.478) (3.707)

- attività immateriali (163) (258)

- altre variazioni 633 192 Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda (800) (351) ‐ partecipazioni (301) (351) ‐ imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide ed

equivalenti acquisite(499)

Disinvestimenti (271) 84

- attività materiali 12 66

- attività immateriali ‐ imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti cedute 38

- imposte pagate sulle dismissioni

- partecipazioni 27 18

- altre variazioni (348) Altre variazioni relative all'attività di investimento e disinvestimento 255 (175) ‐ titoli e crediti strumentali all'attività operativa (33) (35) ‐ variazione debiti relativi all'attività di investimento 400 (184) ‐ titoli e crediti strumentali all'attività operativa 43 16 ‐ variazione crediti relativi all'attività di disinvestimento 130 220

- altre variazioni (285) (192) Free cash flow 873 1.687Primo Semestre 2026 Primo Semestre 2025

Valori

da schema

legaleValori da

schema

riclassificatoValori

da schema

legaleValori da

schema

riclassificato

ENI 32 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

segue RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO

Voci del Rendiconto Finanziario Riclassificato e confluenze/riclassifiche delle voci dello schema legale

(€ milioni)Valori

da schema

legaleValori da

schema

riclassificatoValori

da schema

legaleValori da

schema

riclassificato

Free cash flow 873 1.687 Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all'attività operativa (830) (190) ‐ variazione netta titoli e crediti finanziari (830) (190) Variazione debiti finanziari correnti e non correnti 2.460 (1.324)

- assunzione di debiti finanziari a lungo termine 5.116 3.721

- rimborsi di debiti finanziari a lungo termine (2.906) (4.803)

- incremento (decremento) di debiti finanziari a breve termine 250 (242) Rimborso di passività per beni in leasing (669) (675) Flusso di cassa del capitale proprio (2.527) 1.564

- apporti (rimborsi) netti di capitale da (ad) azionisti terzi 709

- acquisto di azioni proprie (849) (666)

- cessione (acquisto) di quote di partecipazioni in società consolidate 3.069 ‐ dividendi pagati agli azionisti Eni (1.552) (1.524) ‐ dividendi pagati ad altri azionisti (126) (33)

- altri apporti 9 Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue 804 126

- emissioni nette di obbligazioni subordinate perpetue 988 231

- pagamenti di cedole relative ad obbligazioni perpetue (184) (105) Variazioni area di consolidamento e differenze cambio sulle disponibilità 23 (204)

- effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti23 (204)

VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILITA' LIQUIDE ED EQUIVALENTI 134 984Primo Semestre 2026 Primo Semestre 2025

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE ALLEGATI 33

DETTAGLIO DISCONTINUED OPERATIONS

PLENITUDE – RISULTATI TRANSAZIONI CON PARTI TERZE

(€ milioni) 2026 2025 Var. ass.

Totale ricavi 5.407 5.685 (278) Costi operativi, ammortamenti e svalutazioni (3.218) (3.246) 28 Utile (perdita) operativo 2.189 2.439 (250) Oneri/proventi finanziari 7 (81) 88 Utile (perdita) ante imposte 2.195 2.338 (143) Imposte sul reddito (237) (23) (214) Utile (perdita) netto 1.958 2.315 (357)

di cui:

- azionisti Eni 1.367 2.121 (754)

- interessenze di terzi 591 194 397 Indebitamento finanziario netto 250 122 128 Flusso di cassa netto da attività operativa 1.930 2.791 (861) Investimenti tecnici 219 340 (121)Primo Semestre

PLENITUDE – RISULTATI TRANSAZIONI CON PARTI TERZE E GRUPPO

(€ milioni) 2026 2025 Var. ass.

Totale ricavi 5.431 5.708 (277) Costi operativi, ammortamenti e svalutazioni (4.605) (5.644) 1.039 Utile (perdita) operativo 826 64 762 Oneri /proventi finanziari (52) (41) (11) Utile (perdita) ante imposte 773 3 770 Imposte sul reddito (237) (23) (214) Utile (perdita) netto 536 (20) 556

di cui:

- azionisti Eni 374 (19) 393

- interessenze di terzi 162 (1) 163 Indebitamento finanziario netto 3.274 2.061 1.213 Flusso di cassa netto da attività operativa 95 542 (447) Investimenti tecnici 219 340 (121)Primo Semestre

ENI 34 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

RISULTATI NON -GAAP3

(€ milioni) 2026 2025 Var. ass. Var % Utile (perdita) operativo 4.071 3.490 581 16,6 Eliminazione (utile) perdita di magazzino (585) 358 Esclusione special item 2.448 641 Utile (perdita) operativo adjusted 5.934 4.489 1.445 32,2 Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti 2.977 1.873 1.104 58,9 Utile operativo proforma adjusted 8.911 6.362 2.549 40,1 Dettaglio per settore di attività:

Exploration & Production 8.126 5.730 2.396 41,8 Global Gas & LNG Portfolio e Power 830 860 (30) (3,5) Enilive 433 224 209 93,3 Plenitude 439 374 65 17,4 Refining, Chimica e Sites in transformation (300) (527) 227 43,1 Corporate e altre attività (526) (477) (49) (10,3) Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidato (91) 178 (269) Utile (perdita) ante imposte adjusted 6.235 4.949 1.286 26,0 Utile (perdita) netto adjusted 3.635 2.546 1.089 42,8 Utile (perdita) netto 4.655 1.756 2.899 ..

Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni 4.390 1.715 2.675 ..

Eliminazione (utile) perdita di magazzino (398) 246 Esclusione special item (357) 585 Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni 3.635 2.546 1.089 42,8Primo Semestre

Nel primo semestre 202 6 Il Gruppo ha conseguito un utile operativo proforma adjusted di €8.911 milioni con un incremento del 40% rispetto al semestre di confronto , beneficiando della solida performance dei settori E&P, GGP e dei satelliti della transizione.

Tale incremento riflette il miglioramento dei prezzi di realizzo in dollari delle produzioni equity , più elevati margini dei biocarburanti, positivi effetti volume/mix, i benefici del piano di trasformazione della chimica nonché altre efficienze di costo.

Nel primo se mestre 2026 l’utile ante imposte adjusted di €6.235 milioni aumenta del 26% rispetto al semestre di confronto in linea con il trend dell’utile operativo adjusted di Gruppo e dei maggiori profitti delle società valutate al patrimonio netto , in parte compensati dall’aumento degli oneri finanziari.

Nel primo semestre 2026 l’utile netto adjusted di competenza degli azionisti Eni di €3.635 milioni , in aumento del 4 3% rispetto al semestre di confronto , tenendo conto della riduzione del tax rate adjusted di Gruppo al 39% rispetto al 47%. La riduzione del tax rate è dovuta al migliore mix geografico dell'utile ante imposte nell'E&P, che riflette il maggior contributo delle giuri sdizioni con aliquote fiscali inferiori alla media.

3 Note esplicative illustrano contenuto e significato degli indicatori alternativi di performance in linea con gli Orientamenti dell’ESMA sugli Indicatori Alternativi di Performance (Orientamenti ESMA/2015/1415) pubblicati in data 5 ottobre 2015. Per la defi nizione di questi indicatori alternativi di performance v. sezione “Indicatori alternativi di performance (Non -GAAP measure)” alle pagine seguenti della presente relazione. I risultati dei segmenti di business evidenziano il loro contributo al consolidato Eni.

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE ALLEGATI 35

SPECIAL ITEM

(€ milioni) 2026 2025 Special item dell'utile (perdita) operativo 2.448 641

- oneri ambientali (recupero costi da terzi) 143 192

- svalutazioni (riprese di valore) nette 1.474 641

- plusvalenze nette su cessione di asset (5) (6)

- accantonamenti a fondo rischi 19 17

- oneri per incentivazione all'esodo 32 34

- derivati su commodity 72 (53)

- differenze e derivati su cambi 193 (279)

- altro 520 95 Oneri (proventi) finanziari (201) 269

di cui:

- riclassifica delle differenze e derivati su cambi nell'utile (perdita) operativo (193) 279 Oneri (proventi) su partecipazioni (2.436) (154)

di cui:

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

di competenza:

- azionisti Eni (357) 585

- interessenze di terzi (83) 31Primo Semestre

Gli special item dell’utile operativo (al lordo del relativo effetto fiscale) sono rappresentati da oneri netti di €2.448 m ilioni nel primo semestre 2026 con il seguente breakdown per settore:

• E&P: oneri netti di €1.757 m ilioni 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 dello sviluppo dei progetti core del portafoglio, coerentemente con la strategia, nonché per effetto della revisione delle riser ve (€1.203 m ilioni ); svalutazione di crediti (€92 milioni ) e oneri ambientali (€15 m ilioni );

• GGP e Power: oneri netti di €432 milioni rappresentati principalmente dalla componente valutativa dei derivati su commodity privi dei requisiti per l’hedge accounting o per i quali non è prevista la own use exemption (onere di €314 milioni ). La riclassificazione del saldo positivo di €152 milioni si riferisce ai derivati utilizzati per la gestione dell'esposizione dei margini alle variazioni dei tassi di cambio delle valute estere e alle differenze di conversione dei debiti e dei crediti commerciali ;

• Transition Businesses: proventi netti per €364 milioni relativi principalmente alla componente valutativa dei derivati su commodity privi dei requisiti per l’hedge accounting (un provento di €409 m ilioni );

• Refining, Chimica e Sites in transformation: oneri netti di €534 milioni relativi principalmente al write -down degli investimenti di compliance e stay -in-business relativi a CGU con flussi di cassa attesi negativi nel business Refining (€162 milioni ), e alla componente valutativa dei derivati su commodity privi dei requisiti per l’hedge accounting (€178 milioni ), nonché accantonamenti ambientali di €90 milioni .

ENI 36 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

RISULTATI PER SETTORE DI ATTIVITÀ

EXPLORATION & PRODUCTION

(€ milioni) 2026 2025 Var. ass. Var % Ricavi Upstream 10.811 10.107 704 7,0 Utile operativo proforma adjusted 8.126 5.730 2.396 41,8 di cui: società partecipate rilevanti 2.867 1.841 1.026 55,7 Utile (perdita) operativo delle società consolidate 3.502 3.446 56 1,6 Esclusione special items 1.757 443 Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate 5.259 3.889 1.370 35,2 Utile (perdita) ante imposte adjusted 5.867 4.413 1.454 32,9 tax rate (%) 36,4 46,2 (9,8) Utile (perdita) netto adjusted 3.729 2.372 1.357 57,2 I risultati includono:

Costi di ricerca esplorativa: 220 86 134 ..

- costi di prospezioni, studi geologici e geofisici 134 86 48 55,8

- radiazione di pozzi di insuccesso 86 0 86 ..Primo Semestre

Nel primo semestre 2026 il settore Exploration & Production ha conseguito l’ utile operativo proforma adjusted di €8.126 milioni , in aumento del 42% rispetto al semestre 2025 grazie ai favorevoli effetti volume/mix, alla disciplina nei costi e ai maggiori prezzi di realizzo del greggio in USD (prezzo del marker Brent + 29%) e del gas (in aumento del 9%) compensati dall’effetto dell’apprezzamento dell’euro nella conversione dei risultati delle controllate estere che hanno il dollaro USA come moneta funzionale (EUR/USD + 7%).

L’utile netto adjusted di €3.729 milioni è aumentato del 57% rispetto al semestre 2025 ed include un maggior contributo dei risultati delle JV e collegate.

Il tax rate si attesta a l 36%, in riduzione rispetto al semestre 2025 per effetto del più favorevole mix geografico dei profitti.

Società partecipate rilevanti (€ milioni) 2026 2025 Var. ass. Var % Utile operativo adjusted (quota Eni) 2.867 1.841 1.026 55,7 di cui: Vår Energi 1.920 1.009 911 90,3 Azule Energy 463 450 13 2,9 Utile netto adjusted 791 495 296 59,8 Dividendi 558 596 (38) (6,4) Produzione di idrocarburi (mgl di boe/g) 546 432 114 26,4Primo Semestre

GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO E POWER

(€ milioni) 2026 2025 Var. ass. Var % Ricavi della gestione caratteristica 9.433 9.034 399 4,4 Utile operativo proforma adjusted 830 860 (30) (3,5)

GGP 783 631 152 24,1

di cui: società partecipate rilevanti 17 19 (2) (10,5) Power 47 229 (182) ..

Utile (perdita) operativo delle società consolidate 381 1.358 (977) ..

Esclusione special item 432 (517) Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate 813 841 (28) (3,3) Utile (perdita) ante imposte adjusted 821 852 (31) (3,6) Utile (perdita) netto adjusted 515 542 (27) (5,0)Primo Semestre

Nel primo semestre 202 6 il business Global Gas & LNG Portfolio ha registrato un utile operativo proforma adjusted di €783 milioni in aumento del 24% rispetto al primo semestre 2025, beneficiando delle continue ottimizzazioni del portafoglio di asset e degli specifici benefici connessi alle rinegoziazioni e agli accordi.

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE ALLEGATI 37

Il business Power ha conseguito l’utile operativo proforma adjusted di € 47 milioni nel primo semestre 202 6, in riduzione di €182 milioni . Il confronto con lo stesso periodo del 20 25 è influenzato dalla circostanza che i risultati del primo semestre 2025 rifletteva no gli effetti di un evento one -off.

Il settore ha chiuso il primo semestre 2026 con un utile netto adjusted di €515 milioni in lieve riduzione ( €27 milioni ) rispetto al primo semestre 2025.

TRANSITION BUSINESSES

ENILIVE

(€ milioni) 2026 2025 Var. ass. Var % Ricavi della gestione caratteristica 11.674 9.536 2.138 22,4 EBITDA proforma adjusted 592 381 211 55,4 Utile operativo proforma adjusted 433 224 209 93,3 di cui: società partecipate rilevanti 30 (24) 54 225,0 Utile (perdita) operativo delle società consolidate 375 174 201 115,5 Esclusione (utile) perdita di magazzino (35) 42 Esclusione special item 63 32 Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate 403 248 155 62,5 Utile (perdita) ante imposte adjusted 414 213 201 94,4 Utile (perdita) netto adjusted 301 141 160 113,5Primo Semestre

Nel primo semestre 2026 Enilive ha registrato un utile operativo proforma adjusted di €433 milioni, in aumento del 93% rispetto allo stesso periodo del 202 5, grazie principalmente al business della bioraffinazione sostenuto dal miglioramento dello scenario nonostante la fermata della bioraffineria di Venezia .

Il business ha conseguito un EBITDA proforma adjusted pari a € 592 milioni, in aumento del 55% rispetto ai € 381 milioni del primo semestre 2025.

PLENITUDE

(€ milioni) 2026 2025 Var. ass. Var % Ricavi della gestione caratteristica 5.305 5.603 (298) (5,3) EBITDA proforma adjusted 541 614 (73) (11,9) Utile operativo proforma adjusted 439 374 65 17,4 Utile (perdita) operativo delle società consolidate 826 64 762 ..

Esclusione special item (427) 302 Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate 399 366 33 9,0 Utile (perdita) ante imposte adjusted 393 336 57 17,0 Utile (perdita) netto adjusted 264 223 41 18,4Primo Semestre

Nel primo semestre del 20 26 Plenitude ha registrato un utile operativo proforma adjusted di €439 milioni, in aumento del 17% rispetto al primo semestre del 20 25, a seguito dell’aumento dei volumi delle rinnovabili e della sospensione degli ammortamenti in relazione al processo di deconsolidamento in corso .

L'EBITDA proforma adjusted è stato pari a € 541 milioni, in riduzione rispetto a i €614 milioni del primo semestre 2025.

ENI 38 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

REFINING, CHIMICA E SITES IN TRANSFORMATION

(€ milioni) 2026 2025 Var. ass. Var % Ricavi della gestione caratteristica 10.553 9.465 1.088 11,5 Utile (perdita) operativo proforma adjusted (300) (527) 227 43,1 Refining⁽ᵃ⁾ 66 (100) 166 ..

di cui: società partecipate rilevanti 23 29 (6) (20,7) Chimica (223) (427) 204 47,8 Sites in transformation (143) (143) Utile (perdita) operativo delle società consolidate (302) (1.302) 1.000 76,8 Esclusione (utile) perdita di magazzino (555) 427 Esclusione special item 534 319 Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (323) (556) 233 41,9 Utile (perdita) ante imposte adjusted (322) (550) 228 41,5 Utile (perdita) netto adjusted (316) (507) 191 37,7Primo Semestre (a)Pereffetto della chiusura della linea diproduzione benzine nelcorso del2026, ilsito diLivorno, attualmente infase diriconversione abioraffineria, èstato riclassificato alsegmento “Sites in in trasformazione” con efficacia dal 1° gennaio 2026.

Nel primo semestre 202 6 il settore Refining, Chimica e Sites in transformation ha registrato l a perdita operativa proforma adjusted di €300 milioni in miglioramento del 43% rispetto alla perdita di € 527 milioni del primo semestre 2025.

Il business Refining , che include il contributo di ADNOC R&GT , ha conseguito un utile operativ o proforma adjusted di € 66 milioni tornando in utile rispetto alla perdita operativ a proforma adjusted di € 100 milioni registrat a nel primo semestre 202 5, nonostante lo scenario favorevole dei margini di raffinazione sia stato parzialmente compensato dall’aumento dei costi dei noli e dalla riduzione dei differenziali tra greggi pesanti e leggeri, che ha penalizzato i margini nei cicli complessi , nonché dalle minori lavorazioni .

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

Il business Sites in transformation , che gestisce le attività di ristrutturazione, bonifiche/smantellamenti e di preparazione dei siti in vista della successiva fase di investimenti per la riconversione/trasformazione di siti petrolchimici dismessi, tra cui Br indisi e Priolo, ha conseguito una perdita operativa proforma adjusted di € 143 milioni nel primo semestre 2026 a causa dei costi sostenuti per la ristrutturazione degli impianti .

Il settore Refining, Chimica e Sites in transformation ha registrato una perdita netta adjusted pari a € 316 milioni in miglioramento rispetto alla perdita di €507 milioni del primo semestre 2025 (+38%) .

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE ALLEGATI 39

INDICATORI ALTERNATIVI DI PERFORMANCE (NON -GAAP MEASURE)

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 ta x 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 ristrutturaz ioni, il fair value dei derivati di copertura dei rischi commodity/cambio privi dei requisiti formali per l’hedge accounting o per la “own use exemption” 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 della 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 cosiddetto profit/loss on stock dato dalla differenza tra il costo corrente delle quantità vendute e quello determinato sulla base del criterio contabile 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 d i 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 finanziari, 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 finan ziari correlati all’indebitamento finanziario netto. Ai fini della determinazione dei risultati adjusted dei settori, sono classificati nell’utile operativo gli effetti economici relativi agli strumenti finanziari derivati attivati 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 qu ali è applicata convenzionalmente l’aliquota statutory delle società italiane.

Gli oneri/proventi finanziari 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 finanziari operati dal settore, in particolare i proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa e gli oneri finanzia ri 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.

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, c ome nel caso degli oneri di ristrutturazione e ambientali, nonché di 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 differen ze 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 merc ato, sono riclassificati nell’utile operativo adjusted variando corrispondentemente gli oneri/proventi finanziari. Sono classificati tra

ENI 40 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

gli special item gli effetti contabili dei derivati su commodity valutati a fair value in aggiunta a quelli privi dei requisi ti contabili per essere classificati come hedges in base agli IFRS, anche quelli non ammessi alla “own use exemption”, la quota ine fficace dei derivati di copertura nonché gli effetti contabili dei derivati le cui sottostanti transazioni fisiche sono attese in rep orting period futuri. Analogamente sono classificati come special items gli effetti valutativi relativi ad attività/passività impiegate in una relazione di natural hedge di un rischio mercato, quali le differenze di cambio da allineamento maturate su debiti in valuta i cui flussi di rimborso sono assicurati da entrate in valuta altamente probabili. Sia la componente di fair value sospesa relativa ai derivati su commodity e altri strumenti sia le componenti maturate saranno imputate ai risultati di futuri reporting period al manifestarsi del sottostante.

In applicazione della Delibera Consob n. 15519 del 27 luglio 2006, le componenti reddituali derivanti da eventi o da operazio ni non ricorrenti sono evidenziate, quando significative, distintamente nei commenti del management e nell’informativa finanziar ia.

EBITDA

Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization, pari all’utile operativo più ammortamenti e svalutazioni. Ind ica la redditività dell’azienda sulla base delle decisioni operative.

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 ante lease libility ex-IFRS 16 è calcolato al netto delle lease liability e right -of-use assets al numeratore e al denominatore, rispettivamente . Su base proforma il gearing è calcolato al netto delle operazioni di portafoglio in corso .

Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted 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 classi ficati come hedges in base agli IFRS, compresi 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 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’avan zo o il deficit di cassa che residua dopo il finanziamento degli investimenti e chiude alternativamente: (i) sulla variazione di cassa di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi di cassa relativi ai debiti/attivi finanziari (accensioni/rimborsi d i crediti/debiti finanziari), al capitale proprio (pagamento di dividendi/acquisto netto di azioni proprie/apporti di capitale), nonché gli effetti sulle disponibilità liquide ed equivalenti delle variazioni dell’area di consolidamento e delle differenze cambio da conversione; (ii) sul la variazione dell’indebitamento finanziario netto di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi relativi al capitale proprio, nonché gli effetti sull’indebitamento finanziario netto delle variazioni dell’area di consolida mento e delle differ enze di cambio da conversione.

Indebitamento finanziario netto L’indebitamento finanziario netto è calcolato come debito finanziario al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti, de i titoli held for trading e degli altri titoli non strumentali all’attività operativa, nonché dei crediti finanziari non strumental i all’attività operativa. Assumono la qualificazione di strumentali all’attività operativa le attività finanziarie funzionali allo svolgimen to delle operations.

Utile operativo proforma adjusted In relazione al crescente contributo delle JV/associates è stata de finita la misura di risultato “utile operativo proforma adjusted” che integra la quota Eni dei margini operativi delle investee.

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE ALLEGATI 41

Riconciliazione risultati Non -GAAP vs. risultati GAAP

I semestre 2026 (€ milioni)

Plenitude

Elisioni

infragruppo

TOTALE

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

- oneri ambientali (recupero costi da terzi) 15 48 90 (10) 143 143

- svalutazioni (riprese di valore) nette 1.203 11 187 73 1.474 1.474

- radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti

- plusvalenze nette su cessione di asset (5) (5) (5)

- accantonamenti a fondo rischi 11 1 1 6 19 19

- oneri per incentivazione all'esodo 9 1 1 2 12 7 32 (2) (2) 30

- derivati su commodity (11) 314 14 (423) 178 72 423 (425) (2) 70

- differenze e derivati su cambi 27 152 (2) 16 193 193

- altro 508 (35) (10) (6) 50 13 520 6 6 526 Special item dell'utile (perdita) operativo 1.757 432 63 (427) 534 89 2.448 427 (425) 2 2.450 Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (a) 5.259 813 403 399 (323) (526) (91) 5.934 (399) (1.788) (2.187) 3.747 Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b) 2.867 17 30 40 23 2.977 (40) (40) 2.937 Utile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b) 8.126 830 433 439 (300) (526) (91) 8.911 (439) (1.788) (2.227) 6.684 Oneri finanziari e dividendi delle società consolidate (d) (183) (9) (14) (2) 5 (321) (524) 2 (12) (10) (534) Oneri finanziari e dividendi delle società partecipate rilevanti (e) (449) 6 (5) (39) (31) (518) 39 39 (479) Imposte sul reddito delle società partecipate rilevanti (f) (1.627) (6) (5) 4 (1.634) 5 5(1.629) Utile (perdita) netto adjusted delle società partecipate rilevanti (g)=(b)+(e)+(f) 791 17 25 (4) (4) 825 4 4 829 Utile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g) 5.867 821 414 393 (322) (847) (91) 6.235 (393) (1.800) (2.193) 4.042 Imposte sul reddito (i) (2.138) (306) (113) (129) 6 224 30 (2.426) 129 (11) 118 (2.308) Tax rate (%) 38,9 Utile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i)3.729 515 301 264 (316) (623) (61) 3.809 (264) (1.811) (2.075) 1.734

di cui:

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

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

operations

CONTINUING

OPERATIONSGRUPPOExploration &

Production

Global Gas & LNG Portfolio e Power

Enilive

Corporate e altre

attività

Effetto eliminazione

utili interniRefining, Chimica e Sites in transformationPlenitude

ENI 42 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

I semestre 2025 (€ milioni)

Plenitude

Elisioni

infragruppo

TOTALE

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

- oneri ambientali (2) 22 117 55 192 192

- svalutazioni (riprese di valore) nette 469 5 159 8 641 641

- plusvalenze nette su cessione di asset (3) (3) (6) (6)

- accantonamenti a fondo rischi 16 1 17 17

- oneri per incentivazione all'esodo 9 1 7 17 34 34

- derivati su commodity (19) (342) 1 292 15 (53) (292) 290 (2) (55)

- differenze e derivati su cambi 15 (297) (1) 3 1 (279) (279)

- altro (26) 122 4 10 5 (20) 95 (10) (10) 85 Special item dell'utile (perdita) operativo 443 (517) 32 302 319 62 641 (302) 290 (12) 629 Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (a) 3.889 841 248 366 (556) (477) 178 4.489 (366) (2.085) (2.451) 2.038 Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b) 1.841 19 (24) 8 29 1.873 (8) (8) 1.865 Utile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b) 5.730 860 224 374 (527) (477) 178 6.362 (374) (2.085) (2.459) 3.903 Oneri finanziari e dividendi delle società consolidate (d) 29 (9) (8) (13) (5) (16) (22) 13 71 84 62 Oneri finanziari e dividendi delle società partecipate rilevanti (e) (322) 5 (3) (24) (41) (385) 24 24 (361) Imposte sul reddito delle società partecipate rilevanti (f) (1.024) (4) (1) 23 (1.006) 1 1(1.005) Utile (perdita) netto adjusted delle società partecipate rilevanti (g)=(b)+(e)+(f) 495 20 (27) (17) 11 482 17 17 499 Utile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g) 4.413 852 213 336 (550) (493) 178 4.949 (336) (2.014) (2.350) 2.599 Imposte sul reddito (i) (2.041) (310) (72) (113) 43 222 (50) (2.321) 113 (7) 106 (2.215) Tax rate (%) 46,9 Utile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i) 2.372 542 141 223 (507) (271) 128 2.628 (223) (2.021) (2.244) 384

di cui:

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

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

operations

CONTINUING

OPERATIONSGruppoExploration &

Production

Global Gas & LNG Portfolio e Power

Enilive

Corporate e altre

attività

Effetto eliminazione

utili interniRefining, Chimica e Sites in transformationPlenitude

RICONDUZIONE UTILE OPERATIVO PROFORMA ADJUSTED DI GRUPPO

(€ milioni) 2026 2025 var % Utile operativo adjusted E&P 5.259 3.889 35,2 Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti 2.867 1.841 55,7 Utile operativo proforma adjusted E&P 8.126 5.730 41,8 Utile operativo adjusted GGP e Power 813 841 (3,3) Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti 17 19 (10,5) Utile operativo proforma adjusted GGP e Power 830 860 (3,5) Utile operativo adjusted Transition Businesses 802 614 30,6 Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti 70 (16) ..

Utile operativo proforma adjusted Transition Businesses 872 598 45,8 Utile operativo adjusted Refining, Chimica e Sites in transformation (323) (556) 41,9 Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti 23 29 (20,7) Utile operativo proforma adjusted Refining, Chimica e Sites in transformation (300) (527) 43 Utile operativo adjusted altri settori (526) (477) (10,3) Effetto eliminazione utili interni (91) 178 Utile operativo proforma adjusted di Gruppo ⁽ᵃ⁾ 8.911 6.362 40,1Primo Semestre (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.

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE ALLEGATI 43

FLUSSO DI CASSA NETTO DA ATTIVITA’ OPERATIVA DI GRUPPO ADJUSTED

(€ milioni) 2026 2025 Var. ass.

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

- ammortamenti e altre componenti non monetarie 1.776 3.558 (1.782)

- plusvalenze nette su cessioni di attività (5) (6) 1

- dividendi, interessi e imposte 2.700 2.384 316 Variazione del capitale di esercizio (1.516) 192 (1.708) Dividendi incassati da partecipate 868 879 (11) Imposte pagate (2.051) (2.230) 179 Interessi (pagati) incassati (730) (631) (99) Flusso di cassa netto da attività operativa 5.697 5.902 (205)Primo Semestre

Il flusso di cassa netto da attività operativa di Gruppo del primo semestre 2026 è pari a € 5.697 milioni.

Il flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted si ridetermina in €7.347 m ilioni nel primo semestre 2026 , al netto delle seguenti componenti:

- l'utile/perdita di magazzino olio e prodotti;

- la differenza temporanea tra il valore del magazzino gas calcolato in base al metodo del costo medio ponderato e la misura interna di performance del management che utilizza il magazzino quale leva di ottimizzazione dei margini;

- il fair value dei derivati su commodity privi dei requisiti formali per il trattamento in hedge accounting, o ripartiti proporzionalmente per competenza ;

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

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.

(€ milioni) 2026 2025 Flusso di cassa netto da attività operativa 5.697 5.902 Variazione del capitale di esercizio 1.516 (192) Esclusione derivati su commodity 72 (53) Esclusione (utile) perdita di magazzino (585) 358 Flusso di cassa netto ante variazione circolante a costi di rimpiazzo 6.700 6.015 Oneri (proventi) straordinari 647 174 Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted 7.347 6.189Primo Semestre

L’incremento nel primo semestre 2026 dell’indebitamento finanziario netto ante IFRS 16 è pari a circa €1,74 miliardi . I principali movimenti in entrata sono il flusso di cassa netto da attività operativa adjusted di €7,3 5 miliardi e l’emissione di un bond ibrido pari a €0,9 9 miliardi . Tali flussi hanno finanziato i capex organici di €3,71 miliardi , i fabbisogni del circolante (€1,52 miliardi ), il pagamento dei dividendi agli azionisti Eni e l’acquisto di azioni proprie di €2,53 miliardi (€1,6 miliardi di pagamento dividendo e €0,9 miliardi relativi al riacquisto di azioni) le acquisizioni di imprese consolidate e altre attività di portafoglio (€1 miliardo ), il pagamento delle rate di leasing e delle cedole dei bond ibridi (€0,85 miliardi ).

ENI 44 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

Fattori di rischio e incertezz a

I principali fattori di rischio strategico, industriale, operativo, regolatorio e legale ai quali è esposto il Gruppo non pre sentano variazioni significative rispetto al 2025; pertanto in questa sezione sono richiamati in modo sintetico rinviando per gli approfondimenti alla Relazione Finanziaria Annuale 2025 (“RFA” ).

I risultati d i Eni sono esposti alla volatilità del prezzo del petrolio e del gas Il prezzo del petrolio è la principale variabile che influenza i risultati finanziari e le prospettive industriali di Eni e, al pari delle altre materie prime, ha una storia di volatilità dovuta alla correlazione con il ciclo economico e con l’evoluzione d el quadro sociopolitico mondiale.

I fondamentali del mercato fisico sono l'equilibrio tra la domanda e l’offerta petrolifera globale e il livello delle scorte. Nel breve termine, la domanda petrolifera è funzione della crescita del prodotto interno lordo mondiale, dei flussi di commercio internazionale, del livello di fiducia di consumatori e imprese, delle politiche monetarie delle banche centrali, e risente di fattori esogeni di varia natura (tensioni geopolitiche, guerre, pandemie , eccetera) che possono indurre gli operatori industriali a incrementare o decrementare le scorte. La produzione ha un minore grado di elasticità nel breve termine. Quando l’offerta ecc ede la domanda con conseguente incremento delle scorte , il prezzo del petrolio declina; il contrario avviene quando l’offerta è corta.

I movimenti del prezzo guidati dai fattori fisici sono amplificati dal positioning degli operatori finanziari ( Commodity Trading Advisor , hedge fund, money managers, eccetera) con scommesse al rialzo o al ribasso nel mercato dei future, che riflettono le aspettative sull’evoluzione futura della domanda e dell’offerta nel breve e sui possibili impatti dei fenomeni geopolitici e macroeconomi ci sul bilanciamento globale. Gli scambi finanziari alimentano la volatilità del prezzo, poiché i volumi giornalieri scambiati nei mercati dei derivati sono significativamente superiori agli scambi fisici. La volatilità del prezzo correlata a tali fattori influenza in modo significativo la prevedibilità dei risultati del Gruppo nel breve termine, nonostante la struttura dei prez zi forward possa costituire un valido riferimento.

La volatilità del prezzo del petrolio ha raggiunto livelli record nel corso del primo semestre 2026. Lo scoppio della crisi i n Medio Oriente con atti di ostilità tra U SA, Israele e Iran ha provocato il repentino “spike” delle quotazioni con valori prossimi a quota 140 $/barile per lo spot (120 $/barile per il future) da marzo e fino a tutto aprile, a causa delle interruzioni di entità senza precedenti nel flusso di greggio, gas e prodotti per la chiusura del nodo nevralgico dello Stretto di Hormuz, attraverso il quale transi ta circa il 10% dell’offerta globale di greggio, e degli importanti danni alle infrastrutture petrolifere dei Paesi del Golfo. Tuttavia, il rischio di carenza nel mercato fisico è stato attenuato dal pronto rilascio delle scorte commerciali e strategiche degli USA e di altri paesi OCSE e soprattutto dalla rilevante riduzione delle importazioni da parte della Cina che ha fatto leva sulle proprie scorte e sulla riduzione dei run delle raffinerie di Stato per gestire la temporanea carenza di materia prima. Tale capacità di adattamento del mercato, il mancato materializzarsi del rischio di “shortage” e le aspettative di una rapida risoluzione della crisi hanno in dotto gli operatori finanziari a liquidar e le posizioni lunghe nel mercato a futuri, innescando una altrettanto veloce correzione del prezzo che nei mesi di maggio e giugno ha perso il 50% del valore rispetto ai picchi per assestarsi intorno ai 70 $/barile . Nel primo semestre 2026 la media prezzi è stata di circa 93 $/barile con un positivo effetto sui prezzi di realizzo dei greggi equity.

Escludendo imprevedibili sviluppi geopolitici, l’andamento del prezzo del petrolio nel secondo semestre 2026 e a breve termin e è esposto ai rischi di rallentamento della crescita o, nel “worst case” , di possibile contrazione dell’economia globale, sulla quale pesano numerosi fattori di incertezza, quali: le misure protezionistiche promosse dall’amministrazione USA, l’instabilità finanziaria derivante dai debiti pubblici, dall’aumento dei tassi d’inter esse a lungo termine e d all’inflazione, l’incerta ripresa della Cina e il prolungarsi del conflitto russo -ucraino. Inoltre, l’alleanza OPEC+ ha deciso di accelerare il rientro sul mercato dei tagli produttivi fatti in anni passati, mentre alcuni paesi membri hanno deciso di uscire dal cartello per perseguire i propri obie ttivi di produzione. Considerati tali ri schi, Eni prevede una certa correzione del prezzo nel secondo semestre per una media annua di 85 $/barile .

Gli eventi connessi alla crisi del Golfo non hanno modificato la valutazione dello scenario petrolifero di lungo termine da p arte del management.

Le previsioni di prezzo a lungo termine si basano su complesse assunzioni di natura soggettiva da parte del management sulla futura evoluzione della domanda petrolifera, influenzata da numerosi fattori quali la crescita demografica, il miglioramento del tenore di vita, il cambiamento delle preferenze dei consumatori, i rischi di spiazzamento del petrolio e del gas da parte di al tri vettori energetici nell’ambito della transizione dell’economia verso un modello “low carbon”, il ruolo delle tecnologie e lo sviluppo

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE ALLEGATI 45

dell’offerta. La previsione di prezzo di lungo termine incorpora le migliori stime del management relative ai fattori indicat i e assume un livello di prezzo “mid -cycle” coerente con le aspettative dei maggiori paesi importatori e sufficientemente remunerat ivo rispetto ai costi marginali di produzione da stimolare un adeguato livello di offerta rispetto alla prevista evoluzione della domanda. Tale livello di prezzo di lungo termine è invariato rispetto alla previsione adottata nella Relazione Finanziaria Annuale 2025; pertanto non si registra un indicatore di perdita di valore delle attività Eni nel settore oil&gas legato all’ef fetto prezzo.

Il Gruppo ha identificato indicatori di perdita di valore di alcune cash generating unit mature in relazione all e nuove opportunità di investimento dell’attuale portafoglio upstream d i Eni, che rendono non prioritari sviluppi del potenziale residuo di giacimenti maturi prossimi all’esaurimento e per i quali non siano in corso progetti che abbiano comportato la firma di contratti con terzi fornitori , coerentemente con la strategia di focalizzazione su i progetti core . Per tali asset maturi , il management ha aggiornato la metodologia di impairment test per adeguarla ai fondamentali del modello upstream Eni escludendo dalla stima dei valori d’uso i futuri flussi di cassa associati allo sviluppo delle riserve probabili non sviluppate (P2 Undev eloped). Tale adeguamento di stima , congiuntamente ad alcuni effetti di modifica di profili produttivi, ha determinato svalutazioni di ca. €1,47 miliardi relative ad asset in Italia, Australia , USA , Egitto e Congo .

Per quanto riguarda il gas naturale è confermata la previsione di graduale declino del prezzo nel medio -lungo termine in relazione all’avvio di rilevante capacità di liquefazione negli USA, Qatar ed altri paesi e della crescita delle rinnovabili che manter ranno il mercato in equilibrio.

I risultati del Gruppo, principalmente del settore Exploration & Production, sono esposti alla volatilità dei prezzi del petr olio e, in misura minore, del gas naturale. La riduzione dei prezzi degli idrocarburi ha effetti negativi sui ricavi, sull’utile op erativo e sui flussi di cassa a livello consolidato, determinando la flessione dei risultati nel confronto anno su anno. Nel portafoglio co rrente Eni, l’esposizione al rischio prezzo riguarda circa il 40% della produzione di petrolio e gas del Gruppo. Tale esposizione, per scelta strategica, non è oggetto di attività di gestione e/o di copertura economica, salvo particolari situazioni aziendali o di mer cato.

La parte restante della produzione del Gruppo non è esposta direttamente al rischio prezzo, poiché è regolata dallo schema contrattuale di Production Sharing Agreement (“PSA”) che garantisce il recupero di un ammontare fisso dei costi sostenuti attraverso l’attribuzione di un corrispondente numero di barili, esponendola pertanto a un rischio legato al numero di barili.

Il Gruppo aggiorna ogni anno sulla base dell’evoluzione del portafoglio l’analisi di variabilità dei principali risultati con solidati (utile operativo e flusso di cassa operativo) ai movimenti del prezzo del petrolio: per il 2026 Eni stima che una variazio ne del prezzo del petrolio Brent di 1$/b arile rispetto al prezzo previsivo di 85 $/barile , comporta una variazione del flusso di cassa operativo prima del capitale circolante al costo di rimpiazzo di circa €0,11 miliardi e dell’utile operativo di €0, 16 miliardi; mentre è necessario un movimento di prezzo del gas di circa l’8% per avere effetti analoghi a quelli del petrolio. Tali analisi di sensitività sono ritenute valide per contenute variazioni di prezzo rispetto alla previsione. L’attività Oil & Gas è un business che nece ssita di ingenti risorse finanziarie per l’esploraz ione e lo sviluppo delle riserve di idrocarburi. Storicamente, gli investimenti upstream sono stati finanziati attraverso l’autofinanziamento, gli incassi da dismissioni e ricorrendo a nuovo indebitamento attravers o l’emissione di nuove obbligazioni o util izzando le linee di credito. I flussi di cassa operativi e l’accesso al mercato dei capitali del Gruppo sono soggetti a diverse variabili, quali: (i) l’ammontare delle riserve certe del Gruppo; (ii) il volume di petrolio e di gas naturale che il Gruppo è i n grado di produrre e vendere dai pozzi esistenti; (iii) i prezzi di vendita; (iv) la capacità di scoprire e mettere in produzione nuove riserve; (v) la capacità e la disponibilità delle banche e delle istituzioni finanziarie e degli investitori a conceder e credito/sottoscrivere le obbligazioni emesse da Eni per sostenere i programmi di sviluppo del Gruppo, considerato il rischio strategico della transizione energetica e i sempre più stringenti vincoli nella valutazione delle metriche ESG del le aziende cred itrici applicate dalle istituzioni finanziarie. La redditività dei progetti upstream è esposta ai rischi di aumento dei costi dei fattori produttivi in relazione alle correnti pressioni inflazionistiche dovute al complesso scenario geopolitico.

Un calo dei prezzi del petrolio e del gas per periodi prolungati potrebbe avere effetti negativi rilevanti sulla redditività, sui flussi di cassa e sulle prospettive industriali del Gruppo, poiché uno scenario di contrazione potrebbe limitare la capacità del Gruppo di finanziare i progetti di espansione, riducendo la capacità di crescere in futuro in termini di produzione e ricavi e di rispe ttare gli obblighi contrattuali. Ove ciò si verificasse, il Gruppo potrebbe essere costretto a rivedere le decisioni di investimento e la fattibilità dei progetti di sviluppo e dei piani di investimento e, a seguito di tale revisione, potrebbe riprogrammare, rinv iare, ridurre o cancellare i progetti. Un calo strutturale dei prezzi degli idrocarburi potrebbe determinare una revisione dei valori conta bili delle proprietà di petrolio e gas, con la conseguente registrazione di significative svalutazioni delle attività, nonc hé revisioni negative (debooking) delle riserve di idrocarburi, qualora diventassero antieconomiche in questo tipo di contesto.

Nonostante Eni adotti presidi di controllo della redditività dei progetti per verificarne la sostenibilità anche in presenza di scenari prezzo depressi, nonché un framework finanziario basato sulla selettività nelle decisioni d’investimento e sul mantenime nto di

ENI 46 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

un adeguato livello di patrimonializzazione e di riserve di liquidità, il verificarsi di tali rischi potrebbe influenzare neg ativamente le prospettive di business, i risultati operativi, la generazione di cassa, la liquidità del Gruppo e i ritorni per gli azionisti.

I settori della raffinazione di prodotti petroliferi e della chimica da idrocarburi sono esposti alla volatilità del ciclo ec onomico e ai fattori di debolezza strutturale delle rispettive industrie europee.

Nel primo semestre 2026 il settore della raffinazione oil d i Eni ha registrato un risultato positivo grazie la significativa ripresa del margine indicatore SERM dovuta alla minore offerta globale di prodotti raffinati in relazione ai fattori geopolitici (interru zioni di impianti in Medio Oriente e in Russia) e alla decisione delle autorità cinesi di ridurre l’export di prodotto a beneficio del mercato interno. Tuttavia, i risultati Eni non hanno riflesso appieno il margine indicatore a causa dell’aumento dei no li e di altre disottimizzazioni .

In relazione ai fattori di debolezza strutturale della chimica europea con posizione di costo significativamente meno competitiva rispetto ai produttori cinesi, statunitensi e del Medio Oriente, Eni ha avviato un piano di ristrutturazione dei principali h ub petrolchimici per riconvertirli ai business della transizione. Nel primo semestre 2026 il settore chimico Eni gestito dalla Versalis ha contenuto le perdite operative.

L’ambiente operativo di Eni è influenzato in maniera rilevante dalle politiche di contrasto al cambiamento climatico messe in atto dai governi di numerosi Stati a seguito degli impegni annunciati nell’ambito dell’Accordo di Parigi, ribaditi e aggiorna ti in occasione delle successive COP, nonché dall’evoluzione delle preferenze dei consumatori verso prodotti sempre più decarbonizzati.

La transizione dell’economia verso un modello “carbon -neutral” e la diffusione di modelli di consumo più sostenibili dal punto di vista ambientale (come veicoli elettrici, prodotti “plastic -free” e maggiore efficienza energetica) potrebbero determinare una strutturale diminuzione della domanda d’idrocarburi nel medio -lungo termine. Le incertezze sull’andamento della domanda e sulla fattibilità/redditività delle tecnologie di decarbonizzazione rendono più rischiose le decisioni di investimento a lung o termin e. Inoltre, le attività Eni nel settore del petrolio e del gas espongono il Gruppo a diversi rischi regolatori, legali e repu tazionali che potrebbero influenzare negativamente la redditività e l’andamento del titolo Eni attraverso un aumento dei costi e de lle passività, restrizioni e divieti di vario genere, il ridotto accesso ai mercati finanziari e un possibile aumento del costo d el capitale per il Gruppo.

Eni è esposta ai rischi di esecuzione dell’attuale strategia di riposizionamento del portafoglio basata sulla progressiva rid uzione del peso degli idrocarburi a beneficio della crescita delle energie rinnovabili, dei biocarburanti e dei chemicals ecocompat ibili, così come dello sviluppo di tecnologie di cattura/abbattimento delle emissioni climalteranti e di vettori energetici lower ca rbon.

I risultati economici e i flussi di cassa previsti dal Gruppo nel 2026 sono esposti ai rischi di rallentamento dell’economia globale e all’incertezza connessa al complesso quadro geopolitico in relazione al protrarsi dell’aggressione armata della Russia ne i confronti dell’Ucraina, alle tensioni in Medio Oriente e alle controversie commerciali tra Stati Uniti, Europa e Cina, che po ssono innescare shock globali.

La persistenza di rischi sistemici e di incertezza e volatilità nei mercati finanziari ed energetici p uò incidere sull’attività produttiva mondiale, sulla catena delle forniture e sulla fiducia dei consumatori, delle imprese e degli investitori con conseguenti rit ardi o arresti nelle decisioni di spesa e d’investimento. Tali condizioni potrebbero determinare una riduzione della domanda delle materie prime energetiche e una conseguente riduzione dei prezzi, con ricadute negative sui risultati economici, i flussi di cassa e la realizzazione dei piani industriali del Gruppo.

La principale esposizione di Eni nei confronti della Russia riguarda i contratti di approvvigionamento di gas naturale di lun go termine con società del Gruppo Gazprom, nonostante la loro efficacia sia temporaneamente sospesa nell’ambito di varie controvers ie commerciali tra le parti (occorre risalire al 2022 per registrare significativi volumi di gas naturale di provenienza russa nel portafoglio Eni per le forniture al mercato europeo). Eni ha interesse di terminare i contratti di approvvigionamen to della R ussia nel più breve tempo possibile. Il complessivo processo di sostituzione del gas russo nel portafoglio Eni potrebbe far emergere eventuali rischi operativi e finanziari.

Eni è esposta ai rischi di fluttuazioni dei prezzi delle commodity, dei tassi di cambio dell’euro con le principali valute, i n particolare il dollaro statunitense, e dei tassi di interesse che potrebbero comportare una diminuzione del valore di bilancio de lle attività o un incremento delle passività o un impatto negativo sui cash flow attesi.

Eni è esposta al rischio di default delle controparti commerciali e finanziarie, che potrebbero non adempiere le obbligazioni contrattuali nei confronti del Gruppo.

Per maggiori informazioni sul rischio mercato si rinvia alle Note al bilancio consolidato della Relazione Finanziaria Annuale 2025 (nota n. 28 Garanzie Impegni e Rischi).

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE ALLEGATI 47

L’attività upstream Eni è condotta principalmente in Paesi non OCSE caratterizzati da diversi rischi del contesto operativo e associati all’instabilità del quadro politico, istituzionale, sociale e legale.

Tale instabilità può causare imprevedibili sviluppi, quali conflitti interni, rivoluzioni, instaurazione di regimi non democr atici, disordine sociale, scioperi, atti di vandalismo alle infrastrutture e altre forme di disordine civile e fenomeni similari ta li da compromettere in modo temporaneo o permanente la capacità di Eni di operare in condizioni economiche e di assicurarsi l’accesso alle riserve di idrocarburi. Inoltre, tali paesi sono caratterizzati da un certo grado di fragilità economica e fin anziari a, dovuta alla dipendenza dalle esportazioni di petrolio.

Nello scenario corrente, il Gruppo Eni è esposto al rischio Paese in Libia e Venezuela. Per quanto riguarda la Libia, uno dei Paesi a più elevato rischio politico nel recente passato, nonostante l’assenza di un governo di unità nazionale e il permanere di conflittualità interna esacerbata negli ultimi mesi nell’area di Tripoli, il Paese ha mantenuto una complessiva stabilità nelle aree operative che ha consentito lo svolgimento delle attività estrattive nel semestre 202 6, nonché la prosecuzione dei progetti di sviluppo in corso.

Grazie ai restaurati rapporti politici con gli U SA e alla cessazione dei divieti all’export di greggio, il contesto operativo del Venezuela è in graduale miglioramento. Nel primo semestre 2026 la produzione e l’export di greggio venezuelano sono ripresi in misura significativa. Tali recenti sviluppi rendo no meno incerte le prospettive dell’Eni di recuperare i crediti scaduti verso la società di Stato Petróleos de Venezuela SA (“PDVSA”) derivanti dalle vendite di gas del progetto Perla operato dalla società locale Cardón IV, joint venture paritetica con un’altra compagnia petrolifera internazionale. Eni ha ottenuto delle “general licence ” dalle autorità USA che consentono le attività di investimento nel Paese e la possibilità di commercializzare l’ol io. Nel corso del periodo Eni ha incassato le fatture delle forniture correnti. Tuttavia, al momento Eni non è autorizzata a eseguire operazioni di “de bt swap”. Sono allo studio iniziative industriali con PDVSA, quali la riattivazione di alcuni giacimenti di olio pesante partecipati da Eni, volte a creare le condizioni per il recupero dello scaduto. I crediti nominali vs PDVSA pari a $2,7 miliardi sono esposti in bilancio al netto di un fondo svalutazione pari a ca. il 55%, che esprime la migliore stima del management del time value del piano di recupero.

L’evoluzione del contesto economico, finanziario e politico dei Paesi in cui opera il Gruppo potrebbe influire sulle scelte o perative e di investimento di Eni che potrebbe anche, in ultima istanza, decidere di ridimensionare la presenza in determinate aree , con conseguenti possibili ripercussioni negative sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo.

La complessità tecnica e operativa delle attività del Gruppo, la loro scala e portata geografica, nonché la natura dei prodot ti espongono il Gruppo a rilevanti rischi in materia di salute, sicurezza e ambiente.

Le attività industriali Eni nei settori della ricerca, sviluppo e produzione di idrocarburi, della raffinazione, delle produz ioni petrolchimiche e del trasporto degli idrocarburi sono esposte ai rischi operativi connessi alla complessità delle operazioni industriali e alle caratteristiche chimico -fisiche delle materie prime e dei prodotti (tra cui infiammabilità, tossicità, instabilità).

Guasti tecnici, malfunzionamenti di apparecchiature e impianti, errori umani, atti di sabotaggio, perdite di contenimento , incidenti di pozzo, incidenti a raffinerie e impianti petrolchimici, fenomeni atmosferici avversi possono causare danni alle persone, all’ambiente e alle proprietà di proporzioni anche rilevanti come nel caso di esplosioni, incendi, fuoriuscite di greggi o, gas e prodotti (da pozzi, piattaforme, navi cisterna, pipeline, depositi e condutture), rilascio di contaminanti nel suolo, nelle f alde e nell’ambiente acquatico, emissioni nocive e altre similari avverse conseguenze. Vi sono rischi che tali eventi poss ano assumere proporzioni catastrofiche. Inoltre, l’impronta ambientale delle attività Eni è rilevante in termini di emissioni ritenute cli malteranti, prelievi idrici e altre matrici.

Le attività nelle quali Eni opera, sono soggette a severe regolamentazioni nazionali ed internazionali a tutela dell’ambiente , della biodiversità, della risorsa idrica, della salute e della sicurezza delle persone, dell’incolumità pubblica e della propriet à. Gli oneri e i costi associati alle necessarie azioni da mettere in atto per rispettare gli obblighi previsti dalle normative che regolame ntano le attività industriali nel campo degli idrocarburi costituiscono una significativa voce di costo ricorrente d el bilancio. Eni si è dotata di sistemi gestionali integrati, standard di sicurezza e pratiche operative di elevata qualità e affidabilità per assicurare il rispetto della regolamentazione ambientale e per tutelare l’integrità delle persone, dell’ambiente, delle operations, della proprietà e delle comunità interessate. Tuttavia, nonostante tali misure e precauzioni, non è possibile escludere del tutto il rischio di accad imento di incidenti e altri eventi dannosi quali quelli sopra descritti o di incorrere i n passività ambientali che potrebbero avere impatti potenzialmente rilevanti sul business, sui risultati economici e finanziari, sulle prospettive di sviluppo del Gruppo e sulla sua reputazione, nonché sui ritorni per gli azionisti. In relazione alle conta minazioni storiche, con particolare riguardo all’Italia, Eni continua ad essere esposta al rischio di passività e oneri ambientali in relazione a diversi siti oggi inattivi dove ha condo tto in passato attività minero -metallurgiche e chimiche poi chiuse, di smesse o liquidate; in tali siti, sono emersi livelli di concentrazione di sostanze inquinanti non in linea con l’attuale normativa ambientale. Il bilancio Eni accoglie i costi che dovrà sostenere in futuro per eseguire le bonifiche e i ripristini di aree contaminate a causa delle proprie attività industriali dove esiste un’obbligazione

ENI 48 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

legale o di altro tipo e per i quali è possibile stimare l’ammontare dei relativi oneri in modo attendibile (anche questo cos tituisce comunque, nelle fasi realizzative, un fattore di incertezza in relazione alla complessità della materia), a prescindere da ll’eventuale quota di responsabilità di altri operatori ai quali Eni è subentrata. È possibile che in futuro possano essere rilevate ulter iori passività in relazione ai risultati delle caratterizzazioni ambientali in corso sui siti d’interesse, in base all a normativa ambientale corrente o a futuri sviluppi regolatori, all’esito dei procedimenti amministrativi o giudiziali in corso, all’emergere di nuo ve passività ambientali e ad altri fattori di rischio.

Le attività nel settore Oil&Gas sono soggette al pagamento di royalties e imposte sul reddito, la cui incidenza sull’utile an te imposte risulta essere più elevata rispetto alle altre attività commerciali.

Storicamente, l’aliquota fiscale marginale nel settore Oil&Gas tende ad aumentare nelle fasi rialziste dei prezzi del petroli o, rendendo più difficile per Eni tradurre l’aumento del prezzo del petrolio in un aumento dell’utile netto. In tali fasi sono p ossibili prelievi straordinari sui profitti delle compagnie petrolifere, quali windfall taxes, contributi solidaristici e oneri simila ri, con l’intento da parte delle amministrazioni finanziarie di ripartire i costi della bolletta energetica. Sfavorevoli vari azioni dell’aliquota fiscale applicabile all’utile prima delle imposte del Gruppo nelle attività Oil&Gas comporterebbero un impatto negativo sui futuri ri sultati economici e sui flussi di cassa.

Il contesto competitivo in cui Eni opera è caratterizzato da prezzi e margini volatili delle commodity energetiche, limitata differenziazione dei prodotti e complessi rapporti con le Compagnie di Stato dei Paesi in cui sono localizzate le riserve di idroca rburi.

La competitività della compagnia in tale contesto richiede la continua attenzione all’innovazione tecnologica, l’efficienza n ei costi e la gestione efficace delle risorse di capitale.

Le attività di ricerca, sviluppo e produzione di idrocarburi richiedono elevati investimenti con estesi orizzonti temporali p er il ritorno del capitale investito e sono soggette al rischio minerario, alla volatilità dei prezzi, nonché a rilevanti rischi op erativi in funzione della natura delle operazioni. La Compagnia potrebbe non essere in grado di rimpiazzare in maniera efficiente le ris erve prodotte e i volumi d’idrocarburi che sono recuperati nella vita utile dei giacimenti potrebbero essere inferiori a lle stime iniziali a causa dell’incertezza.

Il rischio minerario è rappresentato dall’incertezza dell’attività esplorativa che può avere esito negativo a causa della per forazione di pozzi sterili o della scoperta di quantità di idrocarburi non economiche o insufficienti a giustificare il completamen to dei pozzi esplorativi come produttori. Nelle attività di sviluppo, il rischio minerario è dovuto alla possibile sottoperformance dei re servoir e al recupero di volumi di idrocarburi inferiori alle stime iniziali a causa dell’incertezza e della complessi tà delle valutazioni ingegneristiche. I progetti di sviluppo delle riserve d’idrocarburi sono caratterizzati da lunghi tempi di realizzazione e di pay-back e dall’elevata esposizione finanziaria nella fase di costruzione/commissioning, che li espone al ris chio di ritorni economici inferiori al costo del capitale a causa di aumenti non pianificati dei costi d’investimento/operativi, di possibili ritardi n ell’avvio della produzione e della volatilità dei prezzi degli idrocarburi che potrebbero essere inferior i rispetto alle assunzioni sottostanti la decisione finale di investimento (FID). Inoltre, numerosi rischi di execution ed operativi possono penalizzare i ritorni d i tali progetti, quali difficoltà tecniche impreviste, mancato rispetto dei tempi/budget da parte dei fornitori di infrastrutture critiche (navi FPSO, piattaforme, impiantistica upstream), efficacia dei global contractors, puntuale rilascio delle autorizzazioni da parte delle Autorità di Stato e ritardi nelle fasi di commissioning, nonché il poss ibile accadimento di incidenti operativi in particolare in ambito offshore (quali esplosioni con rilascio incontrollato di petrolio o gas naturale dai pozzi incidentati c.d. “blowout”, malfunzionamenti delle apparecchiature con conseguenti sversamenti di p etrolio, fuoriuscite di gas, incendi di pozzi, piattaforme o unità galleggianti di produzione, collisioni marine e altri eventi similari).

I livelli futuri di produzione Eni dipendono dalla capacità dell’azienda di rimpiazzare le riserve prodotte attraverso l’espl orazione di successo, l’efficacia e l’efficienza delle attività di sviluppo, l’applicazione di miglioramenti tecnologici in grado d i massimizzare i tassi di recupero dei giacimenti in produzione e l’esito dei negoziati con gli Stati possessori delle riserve. L’insuccesso nell’ottenere adeguati tassi di rimpiazzo delle produzioni potrebbe influenzare in maniera negativa le prospettive di crescita del Gruppo, i risultati, il cash flow, la liquidità e i ritorni per l’azionista. Il time -to-market delle riserve è un fattore critico per la redditività dell’industria petrolifera, considerata la complessità tecnologica e realizzativa dei proge tti, l’esposizione finanziaria durante la fase realizzativa e il differimento temporale dei cash flow positivi. L’industria è esposta ai rischi di strozzature nelle ca tene di fornitura e nella logistica, ridotta disponibilità di yard di costruzione, nonché incrementi del costo dei fattori produttivi quali materie prime (acciaio, cemento), lavoro specializzato e altri input, come si è verificato negli ultimi anni in relazione all a pressione inflazionistica in tutti i settori produttivi a partire dalle materi e prime. Per il 202 6 è prevedibile un aumento della pressione inflazionistica nella catena di fornitura ; in particolare , le daily rate di rig e altri mezzi navali di perforazione e sviluppo sono attesi rimanere su elevati livelli a causa della disciplina finanziaria adottata dal settore dei servizi all’industria in risposta a lla contrazione degli investimenti da parte del settore petrolifero durante i recenti downturn e al mantenimento di un approccio

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE ALLEGATI 49

selettivo al capital budget. Pertanto, le società petrolifere sono esposte al rischio di competere rispetto a un’offerta limi tata di unità di perforazione e altri mezzi, con l’ulteriore rischio di riduzione dei margini a causa del corrente andamento del pr ezzo del petrolio.

Rischi connessi all’attività di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili I progetti di sviluppo e realizzazione di impianti per la generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili sono esposti ai rischi autorizzativi e di incremento dei costi e di ritardi nella catena di approvvigionamento con ricadute negative sulla reddi tività attesa degli investimenti. Il ritorno dei progetti nel campo delle rinnovabili è influenzato da fattori quali (i) le politiche di in centivazione alla generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili, (ii) eventuali malfunzionamenti e interruzio ni dell’operatività degli impianti di trasmissione e generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili anche in relazione a fenomeni meteorologici estremi ( c.d.

rischio fisico), (iii) l’evoluzione tecnologica e (iv) le variazioni climatiche.

Rischi connessi al mercato GGP Il settore Global Gas & LNG Portfolio (GGP) di Eni opera nel mercato all'ingrosso del gas prevalentemente in ambito europeo e nel mercato del GNL a livello globale. I risultati di tale business sono influenzati dalle dinamiche globali e regionali dell a dom anda e dell'offerta di gas naturale e dal conseguente contesto competitivo. L'attuale fase di mercato è caratterizzata da una sostanziale oversupply dovuta alla rilevante crescita della capacità di liquefazione in USA e alla contenuta dinamica della domand a di gas in Europa a causa della modesta crescita economica. Questi fattori spiegano la contenuta reazione dei prezzi spot del gas ai principali hub europei rispetto alla crisi dello stretto di Hormuz che ha di fatto bloccato le esportazioni d al Qatar.

Nel medio/lungo t ermine il continuo afflusso di GNL da nuovi progetti upstream/midstream contribuirà all’equilibrio tra domanda e offerta globale.

Il settore GGP è esposto ai rischi dovuti alla rilevante presenza nel portafoglio di approvvigionamento di contratti long -term con clausola take -or-pay. Per assicurarsi un’adeguata disponibilità di gas nel medio -lungo termine, a sostegno dei programmi di vendita, contribuendo alla sicurezza di approvvigionamento del mercato europeo in generale e di quello italiano in particolare , Eni ha stipulato nel passato e intende stipulare in futuro contratti di acquisto di lungo termine con i principali Paesi prod uttori che riforniscono il sistema europeo. Tali contratti di approvvigionamento prevedono la clausola di take -or-pay, in base alla quale l’acquirente è obbligato a pagare al prezzo contrattuale, o a una frazione di questo, la quantità minima di gas prevista d al contratto, anche se non ritirata, avendo la facoltà di prelevare, negli anni contrattuali successivi, il gas pagato ma non ri tirato ad un prezzo che tiene conto della frazione di prezzo contrattuale già corrisposto. Il meccanismo degli anticipi contratt uali espone l’impresa a significativi rischi finanziari nel caso in cui, a causa di un eventuale eccesso di offerta, i prezzi di mercato non fossero remunerativi rispetto alla quota di minimum take non coperta da contratti di vendita e attività di risk man agement, facendo scattare l’applicazione della clausola. Analoghe considerazioni si applicano agli impegni contrattuali di lungo termine ship -or-

pay attraverso i quali Eni si è assicurata l’accesso alle capacità di trasporto lungo le principali dorsali eur opee che convogliano il gas dai luoghi di produzione ai mercati di consumo. In tale scenario, il management di Eni è impegnato nella rinegoziazion e dei contratti di approvvigionamento long -term e in azioni di ottimizzazione del portafoglio, quali leve per gestire il rischio take -

or-pay/ship -or-pay e l’associato rischio finanziario. Relativamente ai contratti di fornitura take -or-pay con le società di Stato russe (Gazprom e le sue affiliate), attualmente sospesi, Eni intende completare il processo di uscita dai rapporti commerciali con società russe. Tale processo potrebbe far emergere eventuali rischi operativi e finanziari.

Il Gruppo è parte di numerosi procedimenti giudiziari e arbitrali e, in materia di responsabilità d’impresa, ai sensi del D.L gs.

231/01

Eni è parte di procedimenti giudiziari civili o penali o arbitrali anche duraturi, con conseguente impiego di risorse, costi e spese legali. Eni ha rilevato in bilancio le passività associate ai procedimenti per i quali è probabile la soccombenza e l’onere possa essere stimato in maniera attendibile. Nel caso in cui gli accantonamenti effettuati relativi ai procedimenti pendenti risult assero insufficienti a far fronte interamente agli oneri, alle spese, alle sanzioni e alle richieste risarcitorie e restitut orie formulate in caso di soccombenza in dipendenza ad esempio di nuovi elementi informativi e di sviluppi non previsti al momento della stima del fondo di bilancio, si potrebbero avere effetti negativi sull’attività, sulla situazione patrimoniale e finanz iaria e sui risultati economici del Gruppo.

Il Gruppo è esposto al rischio cybersecurity È un rischio sempre più pervasivo sia per la crescente digitalizzazione delle attività del Gruppo sia per considerazioni in m erito

all’ambiente operativo:

• Eni è un obiettivo particolarmente appetibile per i cyber criminali in ragione del settore in cui opera e del contesto geopol itico attuale (ad es. conflitto Russia -Ucraina);

ENI 50 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

• gli attacchi informatici, attuati anche mediante l’utilizzo dell'intelligenza artificiale, sono in costante aumento (ad esemp io spear phishing, malware, deep fake ecc.).

Il Gruppo è esposto al rischio di violazioni della normativa di riferimento in tema di gestione, trattamento e protezione dei dati personali, con effetti pregiudizievoli sull’attività e sulle prospettive del Gruppo, con particolare riferimento ai mercati f inali in cui il Gruppo commercializza gas, energia elettrica e prodotti presso clienti retail e business.

Il Gruppo è esposto al rischio di possibili violazioni delle norme nazionali ed internazionali in materia di anti -corruption.

Questo rischio è significativo poiché Eni opera in diversi Paesi del mondo e in attività complesse quali l’estrazione d’idroc arburi caratterizzata dai costanti rapporti con le compagnie petrolifere di Stato, e nel commodity trading. Nonostante il Gruppo ab bia adottato un sistema di controllo interno, procedure e un codice etico per prevenire la commissione di reati corruttivi da par te dei propri dipendenti, che avrebbero riflessi su Eni per via del D.Lgs. 231/01 in materia di responsabilità d’impresa e i co dici anticorruzione internazionali, non è possibile escludere completamente il rischio di violazione delle leggi anticorruzione e la conseguente applicazione delle sanzioni previste, con possibili ripercussioni negative sulla reputazione, sull’operatività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria di Eni.

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE ALLEGATI 51

Evoluzione prevedibile della gestione Migliorate le previsioni sui risultati operativi e di generazione di cassa, determinando un nuovo aumento del programma di riacquisto di azioni proprie garantendo agli azionisti una significativa partecipazione agli incrementi di redditività In particolare, con riferimento ai settori di attività, il Gruppo prevede per l’esercizio 2026:

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

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

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

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

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

• CFFO adjusted pari a €15 miliardi , sulla base di uno scenario aggiornato Brent pari a 85 $/barile, margine di raffinazione SERM di 14 $/barile e prezzo del gas TTF pari a 50 €/MWh, al cambio EUR/USD di 1,16, evidenziando un miglioramento di €0,7 miliardi rispetto alle sensitivity del Gruppo1;

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

• Gearing proforma atteso al limite inferiore dell’intervallo del 10 -15%. Gearing reported atteso convergere allo stesso livello a fine anno.

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

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

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

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

Altre informazioni

Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del semestre I fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del semestre sono indicati nell a Nota 35 del Bilancio consolidato semestrale abbreviato.

Rapporti con parti correlate Si rinvia alla Nota 32 del Bilancio consolidato semestrale abbreviato.

Programma di buy -back Il 18 febbraio 2026, si è concluso il programma di buy -back autorizzato dall’Assemblea degli azionisti del 14 maggio 2025 con l’acquisto complessivo di circa 119 milioni di azioni per un totale di €1,8 miliardi.

Eni, a seguito dell’autorizzazione dell’Assemblea degli Azionisti del 6 maggio 2026, ha lanciato un nuovo programma di acquis to di azioni proprie , con scadenza aprile 2027 .

Nell’ambito di tale programma l a prima tranche si è conclusa con l’acquisto di 5,1 milioni di azioni proprie (pari allo 0, 17% del capitale sociale) per un controvalore complessivo di € 120 milioni. La seconda tranche prevede l’acquisto fino a un massimo di 297,9 milioni di azioni. Dall’inizio del programma 2026 al 24 luglio 2026, sono state acquistate 44 milioni di azioni per un esborso di €960 milioni.

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

BILANCIO

CONSOLIDATO SEMESTRALE ABBREVIATO

Schemi di bilancio Note al bilancio consolidato semestrale abbreviato Attestazione del management Relazione della Società di revisione 54 60 99 100

ENI

54 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

Stato patrimoniale

(€ milioni) Note Totaledi cui verso parti correlate Totaledi cui verso

parti correlate

ATTIVITÀ

Attività correnti

D isponibilità liquide ed equivalenti 8.365 8.100 Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico (5) 6.723 6.991 Altre attività finanziarie (14) 5.034 2.813 3.710 2.357 Crediti commerciali e altri crediti (6) 12.407 1.585 12.436 1.375 Rimanenze (7) 6.407 5.143 Attività per imposte sul reddito 820 539 Altre attività (8) (20) 3.413 95 3.943 76

43.169 40.862

Attività non correntiImmobili, impianti e macchinari (9) 49.165 50.536 Diritto di utilizzo beni in leasing (10) 4.948 5.184 Attività immateriali (11) 1.532 6.022 Rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo (7) 1.655 1.187 Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto (13) 17.743 13.155 Altre partecipazioni (13) 1.427 1.329 Altre attività finanziarie (14) 1.126 671 1.109 612 Attività per imposte anticipate (19) 6.084 6.716 Attività per imposte sul reddito 125 125 Altre attività (8) (20) 1.498 213 2.839 207

85.303 88.202

Discontinued operations ed attività destinate alla vendita (21) 18.533 110 8.005

TOTALE ATTIVITÀ 147.005 137.069

PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO

Passività correnti

Passività finanziarie a breve termine (16) 5.334 501 4.929 265 Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine (16) 2.388 34 3.434 128 Quote a breve di passività per beni in leasing a lungo termine (10) 1.083 71 1.263 108 Debiti commerciali e altri debiti (15) 19.979 4.628 20.261 4.283 Passività per imposte sul reddito 420 343 Altre passività (8) (20) 5.798 140 4.039 86

35.002 34.269

Passività non correntiPassività finanziarie a lungo termine (16) 23.827 66 20.139 52 Passività per beni in leasing a lungo termine (10) 4.358 18 4.437 40 Fondi per rischi e oneri (18) 13.887 14.580 Fondi per benefici ai dipendenti 559 596 Passività per imposte differite (19) 4.222 4.805 Passività per imposte sul reddito 25 40 Altre passività (8) (20) 1.493 6 3.390 462

48.371 47.987

Passività direttamente associabili a discontinued operations e ad attività destinate alla vendita (21) 6.702 384 2.026

TOTALE PASSIVITÀ 90.075 84.282

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

TOTALE PATRIMONIO NETTO (22) 56.930 52.787

TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO 147.005 137.069 30 giugno 2026 31 dicembre 2025

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO ALLEGATI RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE

55

Cont o Economico

(€ milioni) Note Totaledi cui verso parti correlate Totaledi cui verso

parti correlate

Ricavi della gestione caratteristica (25) 42.056 1.645 35.752 1.005 Altri ricavi e proventi 673 218 649 102

TOTALE RICAVI 42.729 36.401

Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi (26) (33.929) (10.072) (30.054) (6.868) Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti (6) (101) (1) (73) (1) Costo lavoro (26) (1.582) 9 (1.554) 6 Altri proventi (oneri) operativi (20) (321) (168) 436 (183) Ammortamenti (9) (10) (11) (3.321) (3.478) Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing (9) (10) (11) (1.474) (641) Radiazioni (9) (11) (119) 14

UTILE OPERATIVO 1.882 1.051

Proventi finanziari (27) 3.217 135 5.359 101 Oneri finanziari (27) (3.707) (35) (5.729) (26) Proventi (oneri) netti su attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto

economico(27) 95

111 Strumenti finanziari derivati (20) (27) 9 (70)

PROVENTI (ONERI) FINANZIARI (386) (329)

Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto 1.172 669 Altri proventi (oneri) su partecipazioni 2.146 1 106 4

PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI (13) (28) 3.318 775

UTILE ANTE IMPOSTE 4.814 1.497

Imposte sul reddito (29) (2.117) (2.056)

UTILE (PERDITA) NETTO DEL PERIODO - CONTINUING OPERATIONS 2.697 (559)

UTILE NETTO DEL PERIODO - DISCONTINUED OPERATIONS (21) 1.958 (1.083) 2.315 (871)

UTILE NETTO DEL PERIODO 4.655 1.756

Di competenza Eni

- continuing operations 3.023 (406)

- discontinued operations 1.367 2.121

4.390 1.715

Interessenze di terzi (22)

- continuing operations (326) (153)

- discontinued operations 591 194

265 41

Utile per azione sull’utile netto di competenza degli azionisti Eni (ammontari in € per azione) (30)

- semplice 1,45 0,52

- diluito 1,42 0,52 Utile (perdita) per azione sull’utile (perdita) netto di competenza degli azionisti Eni - Continuing operations (ammontari in € per azione) (30)

- semplice 0,98 (0,17)

- diluito 0,97 (0,17)I semestre 2026 I semestre 2025

ENI

56 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

Prospetto dell’utile (perdita) complessivo

(€ milioni) I semestre 2026 I semestre 2025 Utile netto del periodo 4.655 1.756 Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo Componenti non riclassificabili a conto economico Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto 1 Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI 9 5 1 0 5 Componenti riclassificabili a conto economico Differenze di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro 1.600 (6.063) Variazione fair value strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge (482) 732 Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto (56) 24 Effetto fiscale 151 ( 212)

1.213 (5.519)

Totale altre componenti dell'utile (perdita) complessivo 1.223 (5.514) Totale utile (perdita) complessivo del periodo 5.878 (3.758) Di competenza Eni

- continuing operations 4.104 (5.600)

- discontinued operations 1.424 2.051

5.528 (3.549)

Interessenze di terzi- continuing operations (266) (395)

- discontinued operations 616 186

350 (209)

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO ALLEGATI RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE

57

Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto

(segue)

(€ milioni)

Note

Capitale sociale

Utili relativi a esercizi

precedenti

Riserva per differenze cambio da conversione Altre riserve e strumenti rappresentativi di capitale

Azioni proprie

Utile del periodo

Totale

Interessenze di terzi Totale patrimonio netto Saldi al 31 dicembre 2025 (22) 4.005 33.209 1.936 8.964 (2.782) 2.608 47.940 4.847 52.787 Utile del I semestre 2026 4.390 4.390 265 4.655 Altre componenti dell'utile complessivo Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto 1 1 1 Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti

a OCI 9 9 9

C omponenti non riclassificabili a conto economico 10 10 10 Differenze cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro 1.534 1.534 66 1. 600 Variazione fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale (348) (348) 17 ( 331) Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto (58) (58) 2 ( 56) Componenti riclassificabili a conto economico 1.534 (406) 1.128 85 1.213 Utile complessivo del periodo 1.534 (396) 4.390 5.528 350 5.878 Attribuzione del dividendo di Eni SpA (1.558) ( 1.558) (1.558) Attribuzione del dividendo di altre società (153) ( 153) Destinazione utile residuo 2025 2.608 ( 2.608) Annullamento azioni proprie (1.800) 1. 800 Acquisto azioni proprie (880) 880 ( 880) (880) (880) Piano incentivazione a lungo termine e Piano azionariato diffuso 26 26 26 Emissione di obbligazioni subordinate perpetue 1.000 1. 000 1.000 Cedole obbligazioni subordinate perpetue (184) ( 184) (184) Variazione interessenze di terzi 115 115 ( 115) Operazioni con gli azionisti e con altri possessori di strumenti rappresentativi di capitale 127 80 920 ( 2.608) (1.481) (268) (1.749) Altre variazioni 28 ( 14) 14 14 Altri movimenti di patrimonio netto 28 ( 14) 14 14 Saldi al 30 giugno 2026 (22) 4.005 33.364 3.470 8.634 (1.862) 4.390 52.001 4.929 56.930 Patrimonio netto di Eni

ENI

58 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

(segue ) Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto

(€ milioni)

Note

Capitale sociale

Utili relativi a esercizi

precedenti

Riserva per differenze cambio da conversione Altre riserve e strumenti

rappresentativi di

capitale

Azioni proprie

Utile del periodo

Totale

Interessenze di terzi Totale patrimonio netto Saldi al 31 dicembre 2024 4.005 32.552 8.081 8.406 (2.883) 2.624 52.785 2.863 55.648 Utile del I semestre 2025 1.715 1.715 41 1.756 Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti

a OCI 4 4 1 5

Componenti non riclassificabili a conto economico 4 4 1 5 Differenze cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro (5.815) (5.815) (248) (6.063) Variazione fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale 521 521 (1) 520 Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto 26 26 (2) 24 Componenti riclassificabili a conto economico (5.815) 547 (5.268) (251) (5.519) Utile (perdita) complessivo del periodo (5.815) 551 1.715 (3.549) (209) (3.758) Attribuzione del dividendo di Eni SpA (1.528) (1.528) (1.528) Attribuzione del dividendo di altre società (63) (63) Destinazione utile residuo 2024 2.624 (2.624) Versamenti da azionisti terzi 709 709 Variazione di interessenze di terzi 2.703 6 2.709 360 3.069 Annullamento azioni proprie (1.908) 1.908 Acquisto azioni proprie (660) 660 (660) (660) (660) Piano incentivazione a lungo termine e Piano azionariato diffuso 17 17 17 Emissione di obbligazioni subordinate perpetue 1.500 1.500 1.500 Riacquisto di obbligazioni subordinate perpetue (1.251) (1.251) (1.251) Cedole obbligazioni subordinate perpetue (105) (105) (105) Operazioni con gli azionisti e con altri possessori di strumenti rappresentativi di capitale 3.051 (993) 1.248 (2.624) 682 1.006 1.688 Altre variazioni (173) (7) (180) 7 (173) Altri movimenti di patrimonio netto (173) (7) (180) 7 (173) Saldi al 30 giugno 2025 4.005 35.430 2.266 7.957 (1.635) 1.715 49.738 3.667 53.405 Utile del II semestre 2025 893 893 109 1.002 Altre componenti dell'utile complessivo Rivalutazioni di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale (9) (9) 2 (7) Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti

a OCI (36) (36) 1 (35)

Componenti non riclassificabili a conto economico (45) (45) 3 (42) Differenze cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro (329) (329) (18) (347) Variazione fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale 109 109 (22) 87 Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto 47 47 (6) 41 Componenti riclassificabili a conto economico (329) 156 (173) (46) (219) Utile complessivo del periodo (329) 111 893 675 66 741 Attribuzione del dividendo di Eni SpA (1.553) (1.553) (1.553) Attribuzione del dividendo di altre società (212) (212) Variazione di interessenze di terzi 714 (35) (11) 668 1.335 2.003 Acquisto azioni proprie (1.221) 1.221 (1.221) (1.221) (1.221) Piano incentivazione a lungo termine e Piano azionariato diffuso 18 (74) 74 18 18 Riacquisto di obbligazioni subordinate perpetue (249) (249) (249) Cedole obbligazioni subordinate perpetue (205) (205) (205) Operazioni con gli azionisti e con altri possessori di strumenti rappresentativi di capitale (2.247) (35) 887 (1.147) (2.542) 1.123 (1.419) Altre variazioni 26 34 9 69 (9) 60 Altri movimenti di patrimonio netto 26 34 9 69 (9) 60 Saldi al 31 dicembre 2025 (22) 4.005 33.209 1.936 8.964 (2.782) 2.608 47.940 4.847 52.787 Patrimonio netto di Eni

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO ALLEGATI RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE

59

Rendiconto finanziario

(€ milioni) Note I semestre 2026 I semestre 2025 Utile (perdita) netto del periodo - continuing operations 2.697 (559) U tile (perdita) netto del periodo - discontinued operations 1.958 2.315 Utile (perdita) netto del periodo 4.655 1.756 Rettifiche per ricondurre l'utile (perdita) netto al flusso di cassa da attività operativa:

Ammortamenti (9) (10) (11) (21) 3.398 3.696 Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing (9) (10) (11) 1.474 641 R adiazioni (9) (11) (21) 120 (13) Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto (13) (21) (1.158) (649) Plusvalenze nette su cessioni di attività (5) (6) Dividendi (28) (60) (100) Interessi attivi (223) (202) Interessi passivi 629 607 Imposte sul reddito (21) (29) 2.354 2.079 Altre variazioni (28) (2.077) (125) Flusso di cassa del capitale di esercizio (1.516) 192

- rimanenze (1.729) 401

- crediti commerciali (1.233) 2.655

- debiti commerciali 1.794 (2.437)

- fondi per rischi e oneri (423) (439)

- altre attività e passività 75 12 Variazione fondo per benefici ai dipendenti 19 8 Dividendi incassati 868 879 Interessi incassati 87 117 Interessi pagati (817) (748) Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati (2.051) (2.230) Flusso di cassa netto da attività operativa 5.697 5.902

- di cui verso parti correlate (32) (8.123) (4.972) Flusso di cassa degli investimenti (5.074) (4.535)

- attività materiali (9) (4.478) (3.707)

- attività immateriali (11) (163) (258) p p q q acquisite (23) (499)

- partecipazioni (13) (301) (351)

- titoli e crediti finanziari strumentali all'attività operativa (33) (35)

- variazione debiti relativi all’attività di investimento 400 (184) Flusso di cassa dei disinvestimenti 250 320

- attività materiali 12 66

- imprese consolidate e rami d’azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti cedute (23) 38

- partecipazioni 27 18

- titoli e crediti finanziari strumentali all'attività operativa 43 16

- variazione crediti relativi all'attività di disinvestimento 130 220 Variazione netta titoli e crediti finanziari (830) (190) Flusso di cassa netto da attività di investimento (5.654) (4.405)

- di cui verso parti correlate (32) (1.367) (1.255) Assunzione di debiti finanziari a lungo termine (16) 5.116 3.721 Rimborsi di debiti finanziari a lungo termine (16) (2.906) (4.803) Rimborso di passività per beni in leasing (10) (669) (675) Incremento (decremento) di debiti finanziari a breve termine (16) 250 (242) Dividendi pagati ad azionisti Eni (1.552) (1.524) Dividendi pagati ad altri azionisti (126) (33) Apporti (rimborsi) netti di capitale da azionisti terzi 709 Altri apporti 9 Cessione (acquisto) di quote di partecipazioni in società consolidate 3.069 Acquisto di azioni proprie (22) (849) (666) Emissione nette di obbligazioni subordinate perpetue (22) 988 231 Pagamento cedole obbligazioni subordinate perpetue (22) (184) (105) Flusso di cassa netto da attività di finanziamento 68 (309)

- di cui verso parti correlate (32) 67 294 Effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti 23 (204) Variazione netta delle disponibilità liquide ed equivalenti 1 34 984 Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio periodo 8.421 8.183 Disponibilità liquide ed equivalenti a fine periodo (a)8.555 9.167 (a)Ledisponibilità l iquide edequivalenti al30giugno 2026 comprendono €190 milioni didiponibilità liquide edequivalenti disocietà consolidate destinate alla vendita che nello schema di stato patrimoniale sono riportate nella voce “Discontinued operations e attività destinate alla vendita”.

ENI

60 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

Note esplicative al bilancio consolidato

1 Criteri di redazione Il bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 202 6 (di seguito bilancio semestrale) è redatto secondo le disposizioni dello IAS 34 “Bilanci intermedi” (di seguito IAS 34) nella prospettiva della continuità aziendale. Nel bilancio semestrale sono applicati i principi di consolidamento e i criteri di valuta zione illustrati nell’ultima Relazione Finanziaria Annuale, a cui si fa rinvio. Coerentemente con le disposizioni dello IAS 34, le note al bilancio sono presentate in forma sin tetica;

differentemente, gli schemi di bilancio sono presentati in forma complet a, in linea con le disposizioni dello IAS 1 “Presentazione del bilancio”. Le imposte sul reddito correnti sono calcolate sulla base dell’imponibile fiscale alla data di chiusura del pe riodo.

I debiti e i crediti tributari per imposte sul reddito correnti s ono rilevati al valore che si prevede di pagare/recuperare alle/dalle Autorità fiscali applicando le normative fiscali vigenti o sostanzialmente approvate alla data di chiusura del periodo e le a liquote stimate su base annua. I risultati delle discontinued operation sono indicati distintamente nel conto economico in un’apposita voce, al netto dei relativi effetti fiscali; i valori economici delle discontinued operation sono indicati anche per gli eser cizi posti a confronto; per maggiori informazioni, si fa rinvio a quanto indicato nella nota n. 21 - Discontinued operation, attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili.

Negli allegati è riportata la variazione dell’area di consolidamento verificatasi nel periodo. Il bilancio semestrale al 30 g iugno 2026, approvato dal Consiglio di Amministrazione di Eni nella riunione del 28 luglio 202 6, è sottoposto a revisione contabile limitata, che comporta un’estensione di lavoro significativamente inferiore a quella di una revisione contabile completa, da parte della PricewaterhouseCoopers SpA. I valori delle voci di bilancio e delle relative note illustrative, tenuto conto della loro rilevanza, sono espressi in milioni di euro, eccetto quando indicato diversamente.

2 Modifiche dei criteri contabili Le modifiche ai principi contabili internazionali entrate in vigore dal 1° gennaio 202 6, indicate nel paragrafo “Principi contabili di recente emanazione” della Relazione Finanziaria Annuale 202 5, non hanno prodotto effetti significativi.

3 Stime contabili e giudizi significativi Con riferimento alle stime contabili e ai giudizi significativi effettuati dalla Direzione Aziendale si fa rinvio a quanto in dicato nella Relazione Finanziaria Annuale 202 5. Con riferimento all’impairment test e alle relative assunzioni si rinvia a quanto indicato nelle note al bilancio semestrale.

4 Principi contabili di recente emanazione Con riferimento alla descrizione dei principi contabili di recente emanazione, oltre a quanto indicato nell'ultima Relazione Finanziaria Annuale, a cui si rinvia, si segnala quanto di seguito riportato.

In data 27 maggio 2026, lo IASB ha emesso l’IFRS 20 “ Regulatory Assets and Regulatory Liabilities” che sostituisce l’IFRS 14 e disciplina la contabilizzazione delle attività a tariffa regolamentata. Le disposizioni dell’IFRS 20 sono efficaci a partir e dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2029.

In data 26 giugno 2026, lo IASB ha emesso le modifiche allo IAS 28 “ Amendments to the Fair Value Option for Investments in Associates and Joint Ventures” volte a chiari re le circostanze in cui si può utilizzare la cd. fair value option, in luogo dell’applicazione del metodo del patrimonio netto, per la valutazione di partecipazioni in collegate e joint venture. Le modifiche sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2027.

Allo stato Eni sta analizzando i principi contabili di recente emanazione e valutando se la loro adozione avrà un impatto significativo sul bilancio.

Al riguardo, si segnala che, con riferimento all’implementazione delle disposizioni dell’IFRS 1 8 “Presentazione e informativa di bilancio” (di seguito IFRS 18 ), nel corso del primo semestre 20 26 è proseguita l’attività, avviata nell’esercizio 20 25, di mappatura delle fattispecie potenzialmente impattate dal principio e di analisi, per le casistiche individuate, al fine di

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO ALLEGATI RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE

61

identificare gli effetti connessi con l’applicazione delle nuove disposizioni.

Con riferimento a quest’ultimo aspetto, sulla base delle analisi sin ora condotte e che proseguiranno nel secondo semestre, gli ambiti interessati riguardano essenzialmente:

o la presentazione nella sezione degli investimenti del conto economico: (i) degli effetti derivanti dall’applicazione del metodo del patrimonio netto e dei dividendi da partecipazioni minoritarie; (ii) dei proventi e oneri relativi a disponibilità liquide e d equivalenti, attività finanziarie destinate al trading e altre attività finanziarie valutate al fair value; (iii) degli interessi attivi e delle svalutazion i di crediti finanziari concessi a società partecipate;

o l’allocazione delle differenze di cambio ne lle sezioni del conto economico che accolgono i proventi e gli oneri degli item da cui tali differenze traggono origine;

o con riferimento agli strumenti finanziari derivati, la rilevazione de gli effetti economici: (i) dei derivati designati in hedge accounting, nelle medesime sezioni in cui confluiscono i proventi/oneri generati dalle poste oggetto della copertura; (ii) dei derivati non designati in hedge accounting, ma utilizzati per finalità di gestione del rischio, nelle medesime sezioni in cui confluiscono i proventi/oneri coperti gestionalmente , a meno che tale allocazione non risulti eccessivamente onerosa; in tal caso, i relativi effetti economici sono inclusi nella sezione operativa; (iii) dei derivati speculativi, indipendentemente dalla tipologia del sottostante, nella sezione operativa;

o la rappresentazione , nell’ambito del rendiconto finanziario, degli interessi incassati e dei dividendi da partecipate nell’ambito del flusso di cassa netto da attività di investimento anziché nel flusso di cassa netto da attività operativa; inoltre, gli interessi pagati saranno rappresentati nel flusso di cassa net to da attività di finanziamento e non più nel flusso di cassa netto da attività operativa.

Nel secondo semestre, proseguiranno le attività di implementazione del nuovo principio anche tenuto conto delle modifiche da apportare ai sistemi informatici.

ENI

62 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

5 Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico

L’analisi per emittente e relativa classe di merito creditizio dei titoli non presenta significative variazioni rispetto a quanto riportato nel bilancio consolidato al 31 dicembre 202 5.

Per le Attività finanziarie destinate al trading la gerarchia del fair value è di livello 1 per € 6.259 milioni e di livello 2 per € 406 milioni; per le Altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico la gerarchia del fair value è di livello 2 per l’intero ammontare. Nel corso del primo semestre 202 6 non vi sono stati trasferimenti significativi tra i diversi livelli della gerarchia del fair value .

6 Crediti commerciali e altri crediti

L’incremento d ei crediti commerciali di €58 milioni è riferit o alla linea di business Enilive per €732 milioni, ai settori Global Gas & LNG Portfolio e Power per € 515 milioni e Refining , Chimica e Sites in transformation per € 278 milioni; l ’incremento è stato parzialmente compensato dalla riclassifica nelle attività destinate alla vendita e disconti nued operation per €1.552 milioni.

L’incremento relat ivo alla linea di business Enilive e al settore Global Gas & LNG Portfolio e Power risente dell’incremento dei prezzi delle commodity energetiche che ha comportato un aumento del valore nominale dei crediti.

Nell’ordinaria gestione del capitale circolante, Eni nel primo semestre 202 6 ha esegu ito operazioni di cessioni pro -soluto di crediti prevalentemente commerciali con scadenza successiva al 30 giugno 202 6, in aumento di circa €0,2 miliardi rispetto al 31 dicembre 202 5.

I crediti verso altre controparti sono relativi: (i) per € 909 milioni (€ 881 milioni al 31 dicembre 202 5) al valore recuperabile di crediti scaduti nei confronti della società di Stato del Venezuela PDVSA per le forniture di gas prodotto dalla joint venture Cardón IV SA, partecipata pariteticamente da Eni e Repsol, e successivamente ceduti dalla joint venture ai soci . Il valore recuperabile (valore nominale di $2.301 milioni pari a €2.019 milioni, esclusi gli interessi maturati) è stato stimato, in co erenza con le valutazioni del bilancio 2025, attualizzando il flusso atteso di rimborsi, scontato al costo del capitale del settore Exploration & P roduction , rettificato del fattore di rischio paese specifico del Venezuela (WACC adjusted). In tale contesto, assume rilievo l’emissione da parte delle Autorità statunitensi di nuove general license, che hanno consentito a Eni di riprendere le attività di commercializzazione di greggio venezuelano, purché non finalizzate a operazioni di debt swap , ossia al recupero dei crediti pregressi. In virtù di tali autorizzazioni, Eni ha negoziato con PDVSA l’assegnazione alla partecipata Cardón IV SA di carichi di greggio di proprietà della compagnia petrolifera statale, destinati al regolamento del fatturato maturato nell’ese rcizio ;

(ii) per € 409 milioni (€ 404 milioni al 31 dicembre 202 5) agli acconti per servizi e verso fornitori.

Le riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti si analizzano come segue:

Gli accantonamenti sono riferiti principalmente al settore Exploration & Production per €126 milioni e riguardano crediti per le (€ milioni)30 Giugno

202631 Dicembre

2025

Attività finanziarie destinate al trading Titoli emessi da Stati Sovrani 695 734 Altri titoli 5 .970 6.168

6.665 6.902

Altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico Altri titoli 58 89

6.723 6.991

(€ milioni)30 Giugno

202631 Dicembre

2025

Crediti commerciali 9.044 8.986 Crediti verso partner per attività di esplorazione e produzione 1.255 1.238 Crediti per attività di disinvestimento 74 209 Crediti verso altri 2.034 2.003 Totale al netto del fondo svalutazione 12.407 12.436 (€ milioni) I semestre 2026 I semestre 2025 Accantonamenti al fondo svalutazione (154) (110) Perdite nette su crediti (2) (3) Rilasci per esubero 55 40 Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti (101) (73)

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO ALLEGATI RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE

63

forniture di idrocarburi e crediti per chiamate fondi nei confronti dei partner in progetti petroliferi operati da Eni .

I rilasci per esubero sono riferiti al settore Exploration & Production per €30 milioni.

I crediti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 – Rapporti con parti correlate.

7 Rimanenze e rimanenze immobilizzate – scorte d’obbligo

Le rimanenze immobilizzate – scorte d’obbligo sono possedute da società italiane per € 1.634 milioni (€1. 165 milioni al 31 dicembre 2025 ) e riguardano le quantità minime di greggio e prodotti petroliferi che le società sono obbligate a detenere sulla base di norme di legge. L’aumento del valore d’iscrizione è dovuto all’andamento dei prezzi del greggio e dei prodotti.

8 Altre attività e passività

Il fair value degli strumenti finanziari derivati è commentato alla nota n. 20 – Strumenti finanziari derivati.

Le altre attività comprendono: (i) attività verso un operatore italiano per € 525 milioni (€550 milioni al 31 dicembre 2025 ) in relazione all’accordo sulla ripartizione dei costi ambientali pregressi e futuri sostenuti da Eni per le attività svolte o in corso presso alcuni siti nazionali gestiti in passato congiuntamente dai due partner ; (ii) le posizioni di underlifting correnti del settore Exploration & Production di €3 18 milioni (€ 199 milioni al 31 dicembre 202 5); (iii) crediti non correnti per attività di disinvestimento per €171 milioni (€ 169 milioni al 31 dicembre 202 5); (iv) il costo d’iscrizione del gas prepagato per effetto della clausola take -or-pay dei contratti di fornitura long-term, i cui volumi sottostanti Eni prevede di ritirare entro i prossimi 12 mesi per € 3 milioni e oltre i 12 mesi per € 96 milioni (rispettivamente € 2 milioni e € 85 milioni al 31 dicembre 202 5). I crediti acquistati per detrazioni fiscali, bonus, efficientamento energetico e simili al 30 giugno 2026 di €2.020 milioni relativ i alla linea di business Plenitude , sono stati classificati nelle discontinued operation (€2.982 milioni al 31 dicembre 2025 classificati nelle altre attività).

Le passività da contratti con la clientela comprendono: (i) gli anticipi che Eni ha ricevuto dall e società che gestiscono la Concessione Gorgoglione (gruppo CG ) per il potenziamento delle infrastrutture di trasporto del greggio dai giacimenti in Val d’Agri alla raffineria di Taranto per € 524 milioni (€496 milioni al 31 dicembre 202 5); (ii) buoni carburanti elettronici prepagati per € 284 milioni (€ 346 milioni al 31 dicembre 202 5); (iii) acconti e anticipi ricevuti da clienti a fronte di future forniture di gas per € 117 milioni (€ 227 milioni al 31 dicembre 202 5); (iv) gli anticipi incassati dal cliente Engie SA a fronte di forniture di lungo termine di gas ed energia elettrica per €38 milioni (€ 44 milioni al 31 dicembre 2025) , di cui correnti per € 12 milioni ( stesso ammontare a l 31 dicembre 202 5).

Le altre passività comprendono: (i) passività correnti per posizioni di overlifting del settore Exploration & Production per € 338 milioni (€267 milioni al 31 dicembre 2025); (ii) il diritto protettivo del valore dell’investimento riconosciuto da Eni al fondo EIP, (€ milioni) Rimanenze correntiRimanenze

immobilizzate -

scorte d'obbligo

Valore lordo al 31 Dicembre 2025 5.799 1.300 Fondo svalutazione al 31 Dicembre 2025 656 113 Valore netto al 31 Dicembre 2025 5.143 1.187 Variazioni del periodo 1.253 468 Altre variazioni 11 Valore netto al 30 Giugno 2026 6.407 1.655 Valore lordo al 30 Giugno 2026 7.083 1.822 Fondo svalutazione al 30 Giugno 2026 676 167 (€ milioni) CorrentiNon

correnti CorrentiNon

correnti CorrentiNon

correnti CorrentiNon

correnti

Fair value su strumenti finanziari derivati 1.586 86 2.250 20 791 81 827 146 Passività da contratti con la clientela 574 531 788 520 Attività e passività relative ad altre imposte 692 7 2.277 35 919 24 1.589 47 Altre 1.135 1.405 697 907 2.233 2.734 835 2.677 3.413 1.498 5.798 1.493 3.943 2.839 4.039 3.39030 Giugno 2026 Attività Passività31 Dicembre 2025

Passività Attività

ENI

64 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

socio di minoranza di Plenitude, a seguito della sottoscrizione nel marzo 2024 di un aumento di capitale riservato di €588 milioni e nel marzo 2025 di un aumento di capitale riservato di €209 milioni , sotto forma di un impegno di riacquisto della partecipazione a un valore minimo che consenta al fondo di rimborsare i debiti finanziari contratti per l’operazione. Il valo re d’iscrizione della put è pari al valore attuale dell’impegno massimo di Eni di € 546 milioni (€541 milioni al 31 dicembre 202 5).

La scadenza è nel 2027; (iii) il valore del gas prepagato dai clienti per effetto dell’attivazione della clausola di take -or-pay prevista dai relativi contratti di fornitura di lungo termine per €57 milioni ( stesso ammontare al 31 dicembre 2025) .

I debiti non correnti verso le società di factoring connessi alla cessione del credito d’imposta maturato in base ai provvedime nti Ecobonus e Superbonus al 30 giugno 2026 di €556 milioni relativi alla linea di business Plenitude , sono stati classificati nelle discontinued operation (€1.422 milioni al 31 dicembre 2025 classificati nelle altre passività non correnti). Le passività per attività d’investimento per €55 milioni (€49 milioni al 31 dicembre 2025) riferite alla linea di business Plenitude sono state classificate nelle discontinued operation.

I rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 - Rapporti con parti correlate.

9 Immobili, impianti e macchinari

Gli investimenti sono riferiti al settore Exploration & Production per €3.770 milioni (€2.962 milioni nel primo semestre 202 5).

Le informazioni relative alle svalutazioni e riprese di valore sono indicate alla nota n. 12 - Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritt o di utilizzo beni in leasing.

Le differenze di cambio da conversione sono riferite essenzialmente ad imprese con moneta funzionale dollaro USA.

La riclassifica a d iscontinued operation è riferita alla linea di business Plenitude.

Le altre variazioni comprendono : (i) la riclassifica da attività destinate alla vendita di €1.262 milioni relativ e all’interruzione del programmato processo di vendita dell’interessenza del 25% nel progetto Congo LNG, riclassificato tra gli asset in uso continuativo. A seguito di tale variazione, l’asset è stato riesposto al valore di libro originario alla data di riclassifica rettifi cato per l’effetto di riallineamento degli ammortament i. È stata rilevata una ripresa di valore di €2 90 milioni; (ii) gli investimenti per l’acquisto di immobili, impianti e macchinari nell’ambito di supplier financing arrangement che hanno comportato la classificazione del relativo debito come finanziario per €561 milioni; (iii) la riclassifica ad attività destinate alla vendita di asset Oil & G as per €1.5 85 milioni.

(€ milioni)Immobili, impianti e

macchinari

Valore lordo al 31 Dicembre 2025 169.192 Fondo ammortamento e svalutazione al 31 Dicembre 2025 118.656 Valore netto al 31 Dicembre 2025 50.536

Investimenti 4.478

Capitalizzazione ammortamenti 154

Ammortamenti (*)(2.857)

Riprese di valore 305

Svalutazioni (1.763)

Radiazioni (117)

Differenze di cambio da conversione 1.436 Rilevazione iniziale e variazione stima 38 Riclassifica a discontinued operation (3.227) Altre variazioni 182 Valore netto al 30 Giugno 2026 49.165 Valore lordo al 30 Giugno 2026 171.962 Fondo ammortamento e svalutazione al 30 Giugno 2026 122.797 (*) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione.

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO ALLEGATI RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE

65

Gli immobili, impianti e macchinari comprendono pozzi, impianti e macchinari, attività esplorativa e di appraisal nonché immobilizzazioni in corso del settore Exploration & Production come segue:

I trasferimenti da immobilizzazioni in corso a immobilizzazioni in esercizio hanno riguardato per € 2.243 milioni la messa in servizio di pozzi, impianti e macchinari principalmente in Congo, Messico, Egitto, Kazakhstan , Italia, Libia , Emirati Arabi Uniti e Iraq.

Le radiazioni dell’attività esplorativa di appraisal di €80 milioni si riferiscono ai costi dei pozzi esplorativi in corso e completati in attesa di esito che nell’esercizio sono risultati o valutati d’insuccesso, relativi in particolare ad iniziative in Oman e Libia .

Le radiazioni delle immobilizzazioni in corso di €37 milioni si riferiscono in particolare ad iniziative in Italia ed Indonesia .

Gli unproved mineral interest, compresi nelle immobilizzazioni in corso, accolgono il costo attribuito alle riserve unproved a seguito di business combination o il costo sostenuto in occasione dell’acquisto di titoli minerari e si analizzano come segue :

Gli unproved mineral interest comprendono il titolo minerario relativo al Blocco 245 in fase di pre -sviluppo nell’offshore della Nigeria (OPL 245) . Il valore d’iscrizione del titolo minerario relativo al Blocco 245 è pari a €1.180 milioni e comprende € 861 milioni a titolo di prezzo riconosciuto nel 2011 al Governo nigeriano per l’acquisizione del 50% del permesso (unproved mineral interest ) nonché i successivi costi di ricerca e di pre -sviluppo capitalizzati. Concluse con esito favorevole per Eni tutte le complesse vicende giudiziarie relative a presunti reati di corruzione internazionale in merito all’assegnazione della licenza , per effetto dell’accordo del marzo 2026 con le autorità del Governo Federale della Nigeria con rinuncia delle parti a ogni pretes a in merito alle passate vicende, è stata ottenuta la conversione della licenza in titolo di sviluppo e l’approvazione dei relativi termini economici di sfruttamento delle riserve.

(€ milioni)Pozzi, impianti e

macchinariAttività esplorativa

e di appraisalImmobilizzazioni in corso Totale Valori al 31 Dicembre 2025 33.554 1. 549 5.946 41.049 Investimenti 262 3. 493 3.755 Capitalizzazione ammortamenti 24 130 154 Ammortamenti (*)(2.639) (2.639) Riprese di valore (svalutazioni) nette (917) ( 285) (1.202) Radiazioni (80) ( 37) (117) Differenze di cambio da conversione 1.072 50 266 1. 388 Rilevazione iniziale e variazione stima 13 (4 ) 27 36 Trasferimenti 2.516 ( 48) (2.468) Altre variazioni 650 (8) (642) Valori al 30 Giugno 2026 34.249 1.745 6.430 42.424 (*) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione.

(€ milioni)

Congo

Nigeria

USA

Algeria

Egitto

Emirati Arabi

Uniti

Indonesia

Paesi Bassi

Tunisia

Australia

Totale

Valori al 30 Dicembre 2025 9 874 33 130 2 232 35 24 7 22 1. 368 Riprese di valore (svalutazioni) nette 5 ( 33) (23) (51) Riclassifica a Proved Mineral Interest (1) (1 ) Differenze di cambio da conversione e altre variazioni 1 23 4 7 1 36 Valori al 30 Giugno 2026 15 897 133 2 239 35 24 7 1. 352

ENI

66 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

10 Diritto di utilizzo beni in leasing e passività per beni in leasing

La passività per beni in leasing è riferibile per € 601 milioni (€ 761 milioni al 31 dicembre 202 5) alla quota delle passività di competenza del joint operator nei progetti a guida Eni che sarà recuperata attraverso il meccanismo di riaddebito delle cash call.

La quota a breve termine delle passività per beni in leasing ammonta a €1.083 milioni (€1. 263 milioni al 31 dicembre 202 5).

La riclassifica a discontinued operation relativa al diritto di utilizzo beni in leasing e alle passività per beni in leasing è riferita alla linea di business Plenitude.

Le altre variazioni relative al diritto di utilizzo beni in leasing e alle passività per beni in leasing riguardano essenzialmente la chiusura anticipata o la rinegoziazione di contratti di leasing.

I debiti per beni in leasing verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 – Rapporti con parti correlate.

11 Attività immateriali

Gli investimenti di € 163 milioni (€ 258 milioni nel primo semestre 202 5) comprendono la capitalizzazione di costi per l’acquisizione della clientela della linea di business Plenitude per € 103 milioni (€ 119 milioni nel primo semestre 202 5).

La variazione dell’area di consolidamento è riferita alla linea di business Plenitude , in particolare all’acquisizione di Acea Energia SpA per €515 milioni.

La riclassifica a discontinued operation è riferita alla linea di business Plenitude. (€ milioni)Diritto di utilizzo beni in le

asingPassività per

beni in leasing Valore lordo al 31 Dicembre 2025 9.892 Fondo ammortamento e svalutazione al 31 Dicembre 2025 4.708 Valore netto al 31 Dicembre 2025 5.184 5. 700 Incrementi 657 657

Decrementi (669)

Ammortamenti (*)(570)

Riprese di valore (svalutazioni) nette (14) Differenze di cambio da conversione 86 94 Riclassifica a discontinued operation (223) ( 226) Altre variazioni (172) ( 115) Valore netto al 30 Giugno 2026 4.948 5. 441 Valore lordo al 30 Giugno 2026 10.094 Fondo ammortamento e svalutazione al 30 Giugno 2026 5.146 (*) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione su attività materiali e immateriali.

(€ milioni)Attività

immateriali a

vita utile

definita GoodwillAltre attività a

vita utile

indefinita Totale

Valore lordo al 31 Dicembre 2025 8.319 Fondo ammortamento e svalutazione al 31 Dicembre 2025 5.487 Valore netto al 31 Dicembre 2025 2.832 3.164 26 6.022 Investimenti 163 163 Capitalizzazione ammortamenti 6 6 Ammortamenti (*)(54) (54) Svalutazioni (2) (2) Radiazioni (2) (2) Differenze di cambio da conversione 14 14 Variazione dell'area di consolidamento 200 363 563 Riclassifica a discontinued operation (1.857) (3.280) (5.137) Altre variazioni (41) (41) Valore netto al 30 Giugno 2026 1.259 247 26 1.532 Valore lordo al 30 Giugno 2026 4.983 Fondo ammortamento e svalutazione al 30 Giugno 2026 3.724 (*) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione.

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO ALLEGATI RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE

67

Il saldo finale delle attività a vita utile definita comprende diritti e potenziale esplorativo che si analizzano per tipolog ia di attività

come segue:

Il saldo finale della voce goodwill è esposto al netto di svalutazioni cumulate per un totale di € 2.647 milioni.

Nel semestre non sono stat e rilevate svalutazioni dei goodwill iscritti in bilancio .

12 Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing Lo scenario dei prezzi e dei margini delle commodity energetiche adottato dal management ai fini della Relazione Finanziaria Semestrale 2026 non evidenzia la presenza di indicatori di perdita di valore delle attività fisse di Eni rispetto alle valutazioni della Relazione Finanziaria Annuale 2025.

Alla luce del significativo incremento delle quotazioni medie del Brent, determinato dall’accresciuto rischio geopolitico connesso alla crisi in Medio Oriente tuttora in corso, il management ha aggiornato in rialzo le previsioni di prezzo per il biennio 2026 -2027, confermando al contempo l’ipotesi di prezzo di lungo termine.

Il costo medio ponderato del capitale (WACC) di Gruppo, incrementato del rischio specifico dei Paesi in cui Eni opera e utili zzato quale tasso di attualizzazione dei flussi di cassa futuri nell’ambito delle analisi di impairment, non ha registrato variazio ni significative rispetto all’esercizio precedente. Il tasso base ante step-up è confermato al 6%.

Il Gruppo ha identificato indicatori di perdita di valore di alcune cash generating unit mature in relazione alle opportunità di investimento dell’attuale portafoglio upstream dell’Eni, alla selettività nello spending e alla disciplina nell’allocazione d el capitale che rendono non prioritari sviluppi di potenziali residui di «long -life field», prossimi all’esaurimento e per i quali non siano in corso progetti che abbiano comportato la firma di contratti con terzi fornitori. Per tali asset, il management ha aggiornato la metodologia di impairment test per adeguarla ai fondamentali del modello upstream dell’Eni escludendo dalla stima dei valori d’uso i futuri flussi di cassa associati allo sviluppo delle riserve probabili. Tale adeguamento di stima , congiuntamente ad alcuni effetti di modifica di profili produttivi, ha determinato svalutazion i di circa €1,4 7 miliardi relat ive ad asset in Italia, Australia, U SA, Egitto e Congo .

Svalutazioni per circa €194 milioni hanno riguardato gli investimenti di periodo per finalità di sicurezza e mantenimento operativo ( stay-in -business ) presso raffinerie e complessi petrolchimici caratterizzati da prospettive di flussi di cassa negativi.

I criteri adottati per l’individuazione delle Cash Generating Unit e per l’esecuzione delle verifiche di recuperabilità delle attività materiali, immateriali e dei diritti d’uso derivanti da leasing risultano sostanzialmente invariati rispetto a quanto des critto nella Relazione Finanziaria Annuale 2025, alla quale si rinvia (Nota 15 – Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritti di utilizzo di beni in leasing. Variabilità dei risultati rispetto agli scenari di decarbonizzazione).

(€ milioni)30 Giugno

202631 Dicembre

2025

Diritti esplorativi proved 63 61 Diritti esplorativi unproved 396 385

459 446

ENI

68 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

13 Partecipazioni

Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto

Le acquisizioni e sottoscrizioni riguardano: (i) per € 55 milioni l’acquisizione della società SENI SpA (Eni 30%); ( ii) per € 32 milioni la sottoscrizione dell’aumento di capitale di Qatar Energy LNG NFE (5) (Eni 25%) che partecipa con una quota del 12,5% nel progetto North Field East (NFE) assicurando ad Eni una quota del 3,125% nel megaprogetto del Qatar per lo sviluppo dell’LNG;

(iii) per € 21 milioni la sottoscrizione dell’aumento di capitale di Mangistau Power BV (Eni 51%).

Le cessioni e rimborsi riguardano per € 26 milioni il rimborso di capitale della E&E Algeria Touat BV.

La valutazione ad equity – effetto a conto economico è riferita essenzialmente a: (i) Vår Energi ASA per € 617 milioni; (ii) Azule Energy Holdings Ltd per €212 milioni; (iii) Searah Ltd per € 73 milioni; (iv) ADNOC Global Trading Ltd per € 63 milioni; (v) Mozambique Rovuma Venture SpA per € 57 milioni; (vi) Ithaca Energy Plc per €51 milioni.

Il decremento per dividendi è riferito a: (i) Vår Energi ASA per € 324 milioni; (ii) Azule Energy Holdings Ltd per € 171 milioni; (iii) Cardón IV SA per €160 milioni; (iv) Saipem SpA per € 72 milioni; (v) Ithaca Energy Plc per €62 milioni.

La variazione dell’area di consolidamento è riferita per € 103 milioni alla Blue Stream Pipeline Co BV che, per effetto della scadenza del contratto di trasporto, ha cambiato la classificazione da joint operation a joint venture.

La riclassifica a d iscontinued operation è riferita alle partecipazioni della linea di business Plenitude.

Le altre variazioni riguardano per €4.850 milioni la rilevazione della nuova joint venture Searah Ltd.

Al 30 giugno 2026 i valori di libro e di mercato della Saipem SpA, della Vår Energi ASA e della Ithaca Energy Plc , società quotate in borsa partecipat e da Eni e valutate ad equity, sono i seguenti:

Il valore di libro delle partecipazioni al 30 giugno 202 6 include: (i) Searah Ltd per €4.987 milioni; (ii) Azule Energy Holdings Ltd per € 4.819 milioni; (ii i) Abu Dhabi Oil Refining Company (TAKREER) per € 2.032 milioni; (iv ) St. Bernard Renewables Llc per €728 milioni; (v) QatarEnergy LNG NFE (5) per € 713 milioni; (v i) E&E Algeria Touat BV per €688 milioni; (vii) Saipem SpA per €512 milioni; (viii) Ithaca Energy Plc per €464 milioni ; (ix) Mozambique Rovuma Venture SpA per € 436 milioni; (x) SeaCorridor Srl per € 414 milioni; (xi) ADNOC Global Trading Ltd per €263 milioni; (xii) Vår Energi ASA per €2 53 milioni; (xiii) Cardón IV SA per € 252 milioni; (xiv) Coral FLNG SA per €186 milioni; (xv) Eni CCUS Holding Ltd per €139 milioni; (xvi) Blue Stream Pipeline Co BV per € 107 milioni.

(€ milioni)Partecipazioni

valutate con il

metodo del

patrimonio netto

Valore al 31 Decembre 2025 13.155 Acquisizioni e sottoscrizioni 199 Cessioni e rimborsi (27) Valutazione ad equity - effetto a conto economico 1.175 Decremento per dividendi (824) Differenze di cambio 446 Variazione dell'area di consolidamento 125 Riclassifica a discontinued operation (1.184) Altre variazioni 4.678 Valore al 30 Giugno 2026 17.743 Saipem SpA Vår Energi ASA Ithaca Energy Plc Numero di azioni ordinarie 422.920.192 1.573.713.749 594.048.748 % di partecipazione 21,80 63,04 35,92 Prezzo delle azioni (€) 4,409 3,644 2,519 Valore di mercato (€ milioni) 1.865 5.734 1.496 Valore di libro (€ milioni) 512 253 464 Differenza valore di mercato e valore di libro (€ milioni) 1.353 5.481 1.032

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO ALLEGATI RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE

69

Altre partecipazioni

Le altre partecipazioni sono partecipazioni minoritarie strumentali al business. Per la metodologia di valutazione si rinvia alla Relazione Finanziaria Annuale 202 5.

Le acquisizioni e sottoscrizioni riguardano per € 60 milioni l’acquisizione di una partecipazione di minoranza nella società Nouveau Monde Graphite Inc , società canadese quotata sul Toronto Stock Exchange e sul New York Stock Exchange, attiva nel settore della grafite naturale e dei materiali avanzati per batterie.

Il valore di libro al 30 giugno 202 6 include : (i) Nigeria LNG Ltd per € 626 milioni; (ii) Saudi European Petrochemical Co “IBN ZAHR” per € 120 milioni; (i ii) Darwin LNG Pty Ltd per €87 milioni.

I dividendi deliberati dalle altre partecipazioni minoritarie sono commentati alla nota n. 28 – Proventi (oneri) su partecipazioni.

14 Altre attività finanziarie

I crediti finanziari sono esposti al netto del fondo svalutazione di € 393 milioni (€ 377 milioni al 31 dicembre 202 5).

I crediti finanziari strumentali all’attività operativa riguardano finanziamenti concessi principalmente dal settore Explorat ion & Production (€762 milioni) a società collegate e joint agreement per l’esecuzione di progetti industriali di interesse Eni. Tali crediti sono espressione di interessenze di lungo termine nelle iniziative finanziate. L’esposizione maggiore è nei confronti della Coral FLNG S A (Eni 25%) per € 408 milioni (€ 417 milioni al 31 dicembre 2025 ), che ha realizzato l’impianto galleggiante di liquefazione del gas nel permesso dell’Area 4 in Mozambico.

Il fair value dei crediti finanziari strumentali all’attività operativa non correnti ammonta a € 933 milioni ed è stimato sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri con tassi di sconto compresi tra 2,1 % e 5,1 % (1, 9% e 4,8 % al 31 dicembre 202 5).

I crediti finanziari riguardano: (i) per € 2.779 milioni (€ 2.318 milioni al 31 dicembre 202 5) il credito verso la Mozambique Rovuma Venture SpA (Eni 35,71%) impegnata nella produzione delle riserve di gas naturale del giacimento Coral South e nello sviluppo d i quelle del giacimento Coral North nell’area di esclusiva. Tale credito si differenzia da quelli strumentali in virtù della autonomia operativa e finanziaria della venture, per cui Eni è esposta solo al rischio controparte; (ii) per €1.028 milioni (€710 milioni al 31 dicembre 2025) crediti verso i coventures derivanti dalla riallocazione del working interest nei progetti di sviluppo in corso nell’Area 4 nell’off -shore del Mozambico; (i ii) per €1.060 milioni (€ 495 milioni al 31 dicembre 202 5) depositi vincolati a garanzia di operazioni su contratti derivati riferiti alle società di trading Eni Global Energy Markets SpA e Eni Trade & Biofuels SpA.

Il fair value dei titoli ammonta a € 63 milioni ed è determinato sulla base delle quotazioni di mercato.

I crediti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 – Rapporti con parti correlate.

(€ milioni)Altre

partecipazioni

Valore al 31 Decembre 2025 1.329 Acquisizioni e sottoscrizioni 102 Valutazione al fair value con effetto a OCI 9 Differenze di cambio 30 Riclassifica a discontinued operation (36) Altre variazioni (7) Valore al 30 Giugno 2026 1.427 (€ milioni) Correnti Non correnti Correnti Non correnti Crediti finanziari strumentali all’attività operativa a lungo termine 933 1 910 933 1 910 Crediti finanziari a lungo termine 3.849 129 3.067 136 Crediti finanziari a breve termine 1.185 642 5.034 129 3.709 136 5.034 1.062 3.710 1.046 Titoli strumentali all’attività operativa 64 63 Totale al netto del fondo svalutazione 5.034 1.126 3.710 1.10930 Giugno 2026 31 Dicembre 2025

ENI

70 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

15 Debiti commerciali e altri debiti

L’incremento dei debiti commerciali di €962 milioni è riferit o alla linea di business Global Gas & LNG Portfolio per € 863 milioni e al settore Exploration & Production per € 795 milioni, principalmente nella linea di business del trading in relazione all’incremento del prezzo delle commodity energetiche che hanno fatto aumentare il valore nominale dei debiti; l’incremento è stato parzialmente compensato dalla riclassifica nelle attività destinate alla cessione e discontinued operation per €1.100 milioni.

I debiti commerciali comprendono debiti per lettere di credito con termini di pagamento allineati a quelli commerciali e con commissioni fisse.

I debiti verso altri comprendono: (i) debiti verso il personale per € 237 milioni (€2 60 milioni al 31 dicembre 202 5); (ii) debiti verso istituti di previdenza e sicurezza sociale per € 113 milioni (€1 24 milioni al 31 dicembre 202 5). I debiti verso società di factoring connessi alla cessione del credito d’imposta maturato in base ai provvedimenti Ecobonus e Superbonus al 30 giugno 2026 di €1.159 milioni relativi alla linea di business Plenitude , sono stati classificati nelle discontinued operation (€1.322 milioni al 31 dicembre 2025 classificati nei debiti verso altri).

I debiti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 – Rapporti con parti correlate.

16 Passività finanziarie

L’inc remento delle passività finanziarie di € 3.047 milioni è dettagliato nella tabella “Variazioni delle passività derivanti da attività di finanziamento” riportata alla fine della presente nota.

Al 3 1 dicembre 2025 le passività finanziarie con banche comprend evano €200 milioni di contratti di finanziamento sustainability -linked, che preved evano un meccanismo di aggiustamento del costo del finanziamento collegato al conseguimento di determinati obiettivi di sostenibilità.

Gli altri finanziatori comprendono Supplier Finance Arrangement (SFA) per €1.269 milioni (€ 1.585 milioni al 31 dicembre 202 5).

Eni ha stipulato con la Banca Europea per gli Investimenti accordi di finanziamento a lungo termine che prevedono il mantenimento di un rating minimo. Nel caso di perdita del rating minimo, gli accordi prevedono la facoltà per la Banca Europe a per gli Inve stimenti di richiedere garanzie alternative accettabili per la stessa Banca. Al 30 giugno 2026 e al 31 dicembre 2025 i debiti finanziari soggetti a queste clausole restrittive ammontavano rispettivamente a € 1.457 milioni e a € 981 milioni. Eni ha rispettato le condizioni concordate.

(€ milioni)30 Giugno

202631 Dicembre

2025

Debiti commerciali 14.863 13.901 Acconti e anticipi da partner per attività di esplorazione e produzione 5 80 714 Debiti verso fornitori per attività di investimento 1.617 1.666 Debiti verso partner per attività di esplorazione e produzione 1.336 1.114 Debiti verso altri 1.583 2.866

19.979 20.261

(€ milioni)Passività

finanziarie

a breve

termineQuote a

breve di

passività

finanziarie

a

lungo

terminePassività

finanziarie

a lungo

termine TotalePassività

finanziarie

a breve

termineQuote a

breve di

passività

finanziarie

a

lungo

terminePassività

finanziarie

a lungo

termine Totale

Banche 3.863 100 1.770 5 .733 3.394 330 1.268 4.992 Obbligazioni ordinarie 1.680 21.090 22.770 2 .320 17.855 20.175 Obbligazioni convertibili sustainability-linked 23 945 968 9 9 39 948 Altri finanziatori 1.471 585 22 2 .078 1.535 775 77 2.387 5.334 2.388 23.827 31.549 4.929 3.434 20.139 28.50230 Giugno 2026 31 Dicembre 2025

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO ALLEGATI RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE

71

L’analisi delle obbligazioni ordinarie per emittente e per valuta con l’indicazione della scadenza e del tasso di interesse è la

seguente:

Nel primo semestre 202 6 sono state emesse nuove obbligazioni ordinarie in euro da parte di Eni SpA per un valore nominale di €4.634 milioni.

Le obbligazioni ordinarie che scadono nei prossimi diciotto mesi ammontano a € 2.509 milioni di valore nominale .

Le informazioni relative all e obbligazioni convertibili senior unsecured s ustainability -linked sono le seguenti:

Eni SpA ha in essere sustainability-linked bond per un valore nominale complessivo di €3.750 milioni, nonché obbligazioni convertibili senior unsecured sustainability -linked per € 1.000 milioni. Tali strumenti prevedono, in caso di mancato conseguimento dei relativi obiettivi di sostenibilità, l'applicazione di un incremento del tasso di interesse (step -up).

Nel corso del primo semestre si sono verificati eventi di step -up a seguito del mancato raggiungimento del target relativo alla (€ milioni) ImportoDisaggio di

emissione

e rateo di interesse Totale Valuta ScadenzaTasso (%)

Società emittente

Euro Medium Term Notes

Eni SpA 1.250 (2) 1.248 EUR 2 033 4,250

Eni SpA 1.250 (14) 1.236 EUR 2 035 4,000

Eni SpA 1.000 20 1.020 EUR 2 029 3,625

Eni SpA 1.000 1 1.001 EUR 2 030 0,625

Eni SpA 1.000 1 1.001 EUR 2 031 2,000

Eni SpA 1.000 8 1.008 EUR 2 034 3,875

Eni SpA 800 800 EUR 2028 1 ,625

Eni SpA 750 5 755 EUR 2 027 1,500

Eni SpA 750 2 752 EUR 2 034 1,000

Eni SpA 750 (4) 746 EUR 2 031 3,500

Eni SpA 658 8 666 EUR 2 027 variabile

Eni SpA 600 4 604 EUR 2 028 1,125

Eni SpA 100 1 101 EUR 2 028 5,441

Eni SpA 75 2 77 EUR 2 043 3,875

Eni SpA 70 70 USD 2032 4 ,000

Eni SpA 50 1 51 EUR 2 031 4,800

Eni SpA - Sustainability-linked 1.000 (1) 999 EUR 2 028 0,625 Eni SpA - Sustainability-linked 750 3 753 EUR 2 027 4,125 12.853 35 12.888 Altri prestiti obbligazionari

Eni SpA 1.317 2 1.319 USD 2 036 5,250

Eni SpA 1.317 (30) 1.287 USD 2 056 6,000

Eni SpA 1.097 (21) 1.076 USD 2 054 5,950

Eni SpA 878 9 887 USD 2 028 4,750

Eni SpA 878 3 881 USD 2 029 4,250

Eni SpA 878 878 USD 2034 5 ,500

Eni SpA 878 (8) 870 USD 2 035 5,750

Eni USA Inc 351 3 354 USD 2 027 7,300

Eni SpA 307 1 308 USD 2 040 5,700

Eni SpA - Sustainability-linked - Retail 2.000 22 2.022 EUR 2 028 4,300 9.901 (19) 9.882 22.754 16 2 2.770 (€ milioni) ImportoDisaggio di

emissione

e rateo di interesse Totale Valuta ScadenzaTasso (%)

Società emittente

Eni SpA - Obbligazioni convertibili senior unsecured sustainability-linked 1.000 47 1.047 EUR 2030 2,950 di cui: componente passività finanziaria 920 48 968 di cui: componente di patrimonio netto 80 (1) 79

ENI

72 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

capacità installata per la produzione di energia da fonti rinnovabili di competenza Eni, come definito nella documentazione contrattuale dei relativi prestiti obbligazionari. Tale circostanza determina un incremento del tasso di interesse applicabil e alle cedole già maturate e/o a quelle che matureranno in futuro, secondo le modalità previste dai singoli strumenti, con effetti di natura ricorrente ovvero one-off. L'aumento degli oneri finanziari associato a questa clausola contrattuale non è significativo.

Al 30 giugno 202 6 Eni dispone di linee di credito committed di €9.01 1 milioni (€9.012 milioni al 31 dicembre 202 5), di cui €9.000 milioni non utilizzate. (stesso ammontare al 31 dicembre 202 5). Questi contratti prevedono interessi e commissioni di mancato utilizzo in linea con le normali condizioni di mercato.

Il fair value dei debiti finanziari a lungo termine, comprensivi delle quote a breve termine, si analizza come segue:

Il fair value dei debiti finanziari è stimato sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri con tassi di sconto co mpresi tra 2,1% e 5,1 % (1,9% e 4,8 % al 31 dicembre 202 5).

La valutazione al fair value delle passività finanziarie a breve termine non produce effetti significativi considerato il bre ve periodo di tempo intercorrente tra il sorgere del debito e la sua scadenza e le condizioni di remunerazione.

Variazioni delle passività derivanti da attività di finanziamento

Le altre variazioni non monetarie comprendono € 657 milioni di assunzioni di passività per beni in leasing e € 600 milioni di supplier financing arrangement classificati come passività finanziari e.

La riclassifica a discontinued operation è riferita alla linea di business Plenitude.

Le passività per beni in leasing sono commentate alla nota n. 10 – Diritto di utilizzo beni in leasing e passività per beni in leasing.

I debiti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 – Rapporti con parti correlate.

(€ milioni)30 Giugno

202631 Dicembre

2025

Obbligazioni ordinarie e Obbligazioni Sustainability‐Linked 22.751 20.119 Obbligazioni convertibili Sustainability‐Linked 1.270 1.071 Banche 1.819 1.608 Altri finanziatori 607 852

26.447 23.650

(€ milioni)Debiti finanziari a lungo termine e quote a breve di d ebiti finanziari a lungo termineDebiti finanziari a breve terminePassività per beni in leasing a lungo termine e quote a b reve di passività per leasing a lungo termine Totale Valore al 31 Dicembre 2025 23.573 4.929 5 .700 34.202 Variazioni monetarie 2.210 250 (6 69) 1.791 Differenze di cambio da conversione e da allineamento 187 (181) 9 6 102 Variazione area di consolidamento 3 106 (3 ) 106 Riclassifica a discontinued operation (39) (149) (2 26) (414) Altre variazioni non monetarie 281 379 5 43 1.203 Valore al 30 Giugno 2026 26.215 5.334 5 .441 36.990

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO ALLEGATI RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE

73

17 Analisi dell’indebitamento finanziario netto

L’indebitamento finanziario netto non comprende € 129 milioni di crediti finanziari non correnti (€136 milioni al 31 dicembre 2025).

Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti comprendono € 2 milioni (€1 milion e al 31 dicembre 202 5) soggetti a misure di pignoramento da parte di terzi e di vincoli relativi al pagamento di debiti.

Le altre attività finanziarie correnti comprendono: (i) le attività finanziarie valutate al fair value con effetto a conto ec onomico che sono commentate alla nota n. 5 – Attività finanziarie valutate al fair value con effetto a conto economico; (ii) i cred iti finanziari che sono commentati alla nota n. 14 – Altre attività finanziarie.

La composizione delle voci relative ai debiti finanziari correnti e non correnti è indicata alla nota n. 16 – Passività finanziarie.

Gli strumenti di debito comprendono € 27 milioni (€38 milioni al 31 dicembre 202 5) di contratti derivati attivi fair value hedge a copertura di prestiti obbligazionari a tasso fisso.

La quota corrente del debito finanziario non corrente e il debito finanziario non corrente comprendono passività per beni in leasing rispettivamente per € 1.083 milioni e € 4.358 milioni (rispettivamente €1. 263 milioni e € 4.437 milioni al 31 dicembre 2025). Maggiori informazioni sulle passività per beni in leasing sono riportate alla nota n. 10 – Diritto di utilizzo beni in leasing e passività per beni in leasing.

18 Fondi per rischi e oneri

Gli accantonamenti del semestre riguardano principalmente oneri ambientali, progetti di abbandono e ripristino siti e oneri a fronte di sinistri assicurativi.

Gli utilizzi a fronte oneri hanno riguardato l’avanzamento dei progetti di bonifica ambientale e di abbandono e ripristino siti.

I rilasci per esuberanza hanno riguardato principalmente i progetti di abbandono e ripristino siti e la rinegoziazione di contratti commerciali nell’ambito dell’ordinaria gestione.

La riclassifica a d iscontinued operation dei fondi per rischi e oneri è riferita alla linea di business Plenitude.

(€ milioni)30 Giugno

202631 Dicembre

2025

A.Disponibilità liquide 2.495 2 .796 B.Mezzi equivalenti a disponibilità liquide 5.870 5 .304 C.Altre attività finanziarie correnti 11.757 10.700 D.Liquidità (A+B+C) 20.122 18.800 E.Debito finanziario corrente 7.037 7.258 F.Quota corrente del debito finanziario non corrente 1.768 2.368 G.Indebitamento finanziario corrente (E+F) 8.805 9.626 H.Indebitamento finanziario corrente netto (G-D) (11.317) (9.174) I.Debito finanziario non corrente 6.150 5.782 J.Strumenti di debito 22.008 18.756 K.Debiti commerciali e altri debiti non correnti L.Indebitamento finanziario non corrente (I+J+K) 28.158 24.538 M.Totale indebitamento finanziario Consob (H+L) 16.841 15.364 (€ milioni)Fondi per rischi

e oneri

Valore al 31 Dicembre 2025 14.580

Accantonamenti 493

Rilevazione iniziale e variazione stima del fondo abbandono, ripristino siti e social project 38 Effetto attualizzazione e oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo 142 Utilizzi a fronte oneri (754) Rilasci per esuberanza (293) Differenze cambio da conversione 164 Variazione dell'area di consolidamento (96) Riclassifica a discontinued operation (270) Altre variazioni (117) Valore al 30 Giugno 2026 13.887

ENI

74 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

19 Passività per imposte differite e attività per imposte anticipate

La movimentazione delle passività per imposte differite e delle attività per imposte anticipate si analizza come segue:

Le imposte sul reddito sono indicate alla nota n. 29 – Imposte sul reddito.

(€ milioni)30 Giugno

202631 Dicembre

2025

Passività per imposte differite lorde 6.281 6.937 Attività per imposte anticipate compensabili (2.059) (2 .132) Passività per imposte differite 4.222 4.805 Attività per imposte anticipate al netto del fondo svalutazione 8.143 8.848 Passività per imposte differite compensabili (2.059) (2.132) Attività per imposte anticipate 6.084 6.716

(€ milioni)Passività

per imposte

differite lordeAttività

per imposte

anticipate lordeFondo

svalutazione

attività per

imposte

anticipateAttività per

imposte

anticipate al

netto

del fondo

svalutazione

Valore al 31 Dicembre 2025 6.937 (13.003) 4.155 (8.848) Variazioni con effetto a conto economico (287) 459 113 572 Variazioni con effetto a riserva 28 (235) (235) Variazione dell'area di consolidamento (536) 307 (49) 258 Differenze di cambio da conversione 191 (175) 60 (115) Riclassifica a discontinued operation (270) 328 (34) 294 Altre variazioni 218 (194) 125 (69) Valore al 30 Giugno 2026 6.281 (12.513) 4.370 (8.143)

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO ALLEGATI RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE

75

20 Strumenti finanziari derivati

Il fair value degli strumenti finanziari derivati è calcolato sulla base di quotazioni di mercato fornite da primari info -provider;

per gli strumenti non quotati, sulla base di tecniche di valutazione generalmente adottate in ambito finanziario.

La compensazione degli strumenti finanziari derivati è riferita principalmente a Eni Global Energy Markets SpA e Eni Trade & Biofuels SpA .

Nel corso del primo semestre 202 6 non vi sono stati trasferimenti tra i diversi livelli della gerarchia del fair value.

Effetti rilevati tra gli altri proventi (oneri) operativi Gli altri proventi (oneri) operativi relativi a strumenti finanziari derivati su commodity si analizzano come segue:

(€ milioni)Fair value

attivoFair value

passivoGerarchia del

fair value -

LivelloFair value

attivoFair value

passivoGerarchia del

fair value -

Livello

Contratti derivati non di copertura Contratti su interessi- Interest rate swap 29 19 1 41 18 2

- Altro 1 2 29 19 42 18 Contratti su valute- Currency swap 114 46 2 26 72 2

- Interest currency swap 1 6 2 5 2 2

- Outright 1 2 11 2 116 52 31 85 Contratti su merci- Over the counter 1.846 1.950 2 633 767 2

- Future 2.628 2.804 1 816 999 1

- Opzioni 113 169 1 11 22 1

- Altro 5 2 6 2 4.587 4.928 1.466 1.788 4.732 4.999 1.539 1.891 Contratti derivati fair value hedgeContratti su interessi- Interest rate swap 27 2 38 2

27 38

Contratti derivati cash flow hedgeContratti su merci- Over the counter 98 192 2 167 2

- Future 234 498 1 256 89 1

- Altro 5 105 2 332 690 428 194 Opzioni- Altre opzioni 21 2 21 Totale contratti derivati lordi 5.091 5.689 2.005 2.106 Compensazione (3.419) (3.419) (1.133) (1.133) Totale contratti derivati netti 1.672 2.270 872 973

- correnti 1.586 2.250 791 827

- non correnti 86 20 81 14630 Giugno 2026 31 Dicembre 2025 (€ milioni) I semestre 2026 I semestre 2025 Proventi (oneri) netti su strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge (17) 6 Proventi (oneri) netti su altri strumenti finanziari derivati (304) 430

(321) 436

ENI

76 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

Effetti rilevati tra i proventi (oneri) finanziari I proventi (oneri) finanziari netti su strumenti finanziari derivati si analizzano come segue:

I rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 - Rapporti con parti correlate.

21 Discontinued operation , attività destinate alla vendita e passività direttamente

associabili

Discontinued operation

Plenitude

Il 19 marzo 2026 Eni ha annunciato l’intenzione di procedere al riassetto dell’azionariato della controllata Plenitude in accordo con gli altri soci Ares Management Alternative Credit Funds (“Ares”) ed Energy Infrastructure Partners, finalizzato all’istituzione del controllo congiunto tra Eni e Ares, che comporterà il conseguente deconsolidamento della società dal perimetro di bilancio del Gruppo Eni.

L’operazione prevede un aumento di capitale non proporzionale tra i soci per un importo complessivo di circa €1,5 miliardi, d i cui almeno €1 miliardo sarà sottoscritto da Ares, sulla base di un Equity Value pre -money del 100% di Plenitude pari a €10,75 miliardi, corrispondente a un Enterprise Value implicito di circa €13,1 miliardi. Ad esito dell’aumento di capitale, Eni manterrà una quota del capitale sociale pari a circa i l 65% .

L’aumento di capitale sarà funzionale a rafforzare la struttura patrimoniale di Plenitude in vista del raggiungimento dei target di crescita, inclusi la capacità installata a 15 GW e 15 milioni di clienti retail al 2030, perseguendo al contempo un rating investment grade.

L’operazione è subordinata al rilascio delle autorizzazioni da parte delle autorità competenti .

Dal primo trimestre 2026, il Gruppo Plenitude è stato classificato come disposal group held for sale , poiché oggetto di un programma di dismissione che comporterà la perdita del controllo, nonché come discontinued operation , essendo rappresentativo di una major line of business ai sensi dei principi contabili internazionali di riferimento .

Con riferimento alla rappresentazione delle discontinued operation prevista dai principi contabili internazionali (IFRS 5), s i precisa che Plenitude rimane inclus a nell’area di consolidamento al 3 0 giugno 2026 e, pertanto, i valori rappresentati come discontinued operation tengono conto dell’elisione dei rapporti intercompany e dei relativi margin i interni. Di conseguenza, i risultati sia delle continuing operations che delle discontinued operations non riflettono le performance delle singole entità su base stand-alone. Ai fini della rappresentazione: (i) nello schema di stato patrimoniale, le attività e le passività sono state rilevate, rispettivamente, in un’unica voce dell’attivo e del passivo; e (ii) nello schema di conto economico, i risultati economici, al netto degli effetti fiscali, sono stati rilevati in un’apposita voce indicata prima dell’utile netto del periodo.

Per i dati di conto economico e per quelli relativi ai flussi di cassa della discontinued operation sono forniti i corrispondenti dati comparativi.

(€ milioni) I semestre 2026 I semestre 2025 Strumenti finanziari derivati su valute 53 (52) Strumenti finanziari derivati su tassi di interesse (44) (18)

9 (70)

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO ALLEGATI RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE

77

Di seguito sono rappresentati i principali valori di stato patrimoniale delle discontinued operation al netto delle partite intercompany.

Di seguito sono rappresentati i principali dati economico -finanziari delle discontinued operation al netto delle partite intercompany.

Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili Le attività destinate alla vendita di €3.268 milioni (€ 8.005 milioni al 31 dicembre 202 5) e le passività direttamente associabili di €1.01 4 milioni (€ 2.026 milioni al 31 dicembre 202 5) riguardano essenzialmente asset O il & Gas in Emirati Arabi Uniti, Costa d’Avorio e Nigeria .

La descrizione delle attività indonesiane cedute nel semestre è indicata alla nota n. 23 - Altre informazioni .

(€ milioni)30 Giugno

2026

Attività correnti 3.469 Attività non correnti 11.796 Totale Attività 15.265 Passività correnti 3.174 Passività non correnti 2.514 Totale Passività 5.688 (€ milioni) I semestre 2026 I semestre 2025 Totale ricavi 5.407 5.685 Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi (2.930) (2.810) R iprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti (53) (77) Costo lavoro (158) (140) Altri proventi (oneri) operativi 1 Ammortamenti (77) (218) Radiazioni (1) (1) Risultato operativo 2.189 2.439 Proventi (oneri) finanziari 7 (81) Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto (14) (20) Altri proventi (oneri) su partecipazioni 13 Risultato ante imposte 2.195 2.338 Imposte sul reddito (237) (23) Risultato netto 1.958 2.315

- di cui azionisti Eni 1.367 2.121

- di cui interessenze di terzi 591 194 Risultato netto per azione - semplice (ammontari in € per azione) 0,47 0,69 Risultato netto per azione - diluito (ammontari in € per azione) 0,45 0,69 Flusso di cassa netto da attività operativa 1.930 2.791 Flusso di cassa netto da attività di investimento (832) (478) Flusso di cassa netto da attività di finanziamento (281) 95 Investimenti tecnici 219 340

ENI

78 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

22 Patrimonio netto

Interessenze di terzi

Le interessenze di terzi relative alla Eni Marine Services SpA sono riferite alle obbligazioni subordinate perpetue emesse in dollari USA per finanziare un progetto d’investimento di Gruppo. Le obbligazioni subordinate perpetue sono state rilevate nelle interessenze di terzi in considerazione del diritto incondizionato del Gruppo di evitare il trasferimento di liquidità o altr e attività finanziarie agli obbligazionisti. Il valore d’iscrizione al 30 giugno 202 6 è stato adeguato al cambio puntuale EUR/USD rile vando un incremento di €54 milioni.

Patrimonio netto di Eni

Capitale sociale

Al 30 giugno 202 6, il capitale sociale di Eni SpA, interamente versato, ammonta a €4.005.358.876 (stesso ammontare al 31 dicembre 202 5) ed è rappresentato da n. 3.027.982.186 azioni ordinarie prive di indicazione del valore nominale ( 3.146.765.114 azioni ordinarie al 31 dicembre 202 5).

Il 6 maggio 2026 , l’Assemblea Ordinaria e Straordinaria degli Azionisti di Eni SpA ha deliberato: (i) la possibilità di utilizzare le riserve disponibili di Eni SpA, ricorrendo, ove necessario od opportuno nell’interesse degli Azionisti, anche all’ammontare della riserva di rivalutazione ex Lege n. 342/2000, a titolo e in luogo del pagamento del dividendo dell’esercizio 2026 , stabilito in €1,10 per azione da regolarsi in 4 tranches, nei mesi di settembre 202 6 (€0,27 per azione) , novembre 202 6 (€0,2 7 per azione) , marzo 202 7 (€0,2 8 per azione) e maggio 2027 (€0,2 8 per azione) ; (ii) l’autorizzazione al Consiglio di Amministrazione – ai sensi e per gli effetti dell'art. 2357 del Codice Civile – a procedere all’acquisto di azioni della Società, in più volte, per un periodo fino alla fine di aprile 202 7, all'acquisto massimo di un numero di 303.000.000 di azioni ordinarie per un esborso complessivo fino a €4 miliardi, di cui : a) fino a massimo n. 297.900.000 azioni per finalità di remunerazione degli Azionisti; b) fino a massimo n.

5.100.000 azioni per costituire la provvista azionaria a servizio del Piano ILT; (iii) l’autorizzazione al Consiglio di Amministrazione ad annullare fino ad un massimo di n. 297.900.000 azioni proprie che verranno acquis tate in forza dell’autorizzazione assembleare del punto precedente. In esecuzione di detta delibera al 30 giugno 2026 sono state acquistate n. 26.742.570 azioni proprie per un controvalore complessivo di € 600 milioni.

(€ milioni)I semestre

2026I semestre

202530 Giugno

202631 Dicembre

2025

Gruppo Eni Plenitude 162 (1) 1.911 1.816 Eni Marine Services SpA 1.755 1.701 Gruppo Enilive 93 13 839 860 Gruppo EniPower 17 29 417 457 Altre (7) 7 13 265 41 4.929 4.847 Risultato netto del I semestre Patrimonio netto (€ milioni)30 Giugno

202631 Dicembre

2025

Capitale sociale 4.005 4. 005 Utili relativi a esercizi precedenti 33.364 33.209 Riserva per differenze cambio da conversione 3.470 1.936 Altre riserve e strumenti rappresentativi di capitale:

- Obbligazioni subordinate perpetue 6.000 5.000

- Riserva legale 959 959

- Riserva per acquisto di azioni proprie 1.862 2.782

- Riserva OCI strumenti finanziari derivati cash flow hedge (320) 42

- Riserva OCI piani a benefici definiti per i dipendenti (94) (94)

- Riserva OCI partecipazioni valutate al patrimonio netto 35 92

- Riserva OCI partecipazioni valutate al fair value 113 104

- Riserva emissione prestito obbligazionario convertibile 79 79 Azioni proprie (1.862) (2.782) Utile netto 4.390 2.608

52.001 47.940

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO ALLEGATI RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE

79

Obbligazioni subordinate perpetue Le obbligazioni ibride sono regolate dalla legge inglese e sono negoziate alla Borsa del Lussemburgo e ammontano complessivamente a € 6 miliardi ( €5 miliardi al 31 dicembre 202 5).

Nel mese di gennaio 2026 Eni ha emesso un nuovo prestito obbligazio nario subordinat o ibrid o perpetu o per un valore nominale di €1 miliardo . Il Prestito Obbligazionario Ibrido prevede un prezzo di re -offer del 99,342% e una cedola annua del 4,125% fino alla prima data di reset, prevista a 6,25 anni dall’emissione (19 aprile 2032). Qualora non avvenga il rimborso anticipato , la cedola annua verrà rideterminata a partire dal 19 aprile 2032 , e successivamente ogni 5 anni, con un tasso pari al tasso Euro Mid Swap a 5 anni di volta in volta in vigore sommato a un margine iniziale di 163,7 punti base. Tale margine sarà ulteriorme nte incrementato di 25 punti base a partire dal 19 aprile 2037 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti base a partire dal 19 aprile 2052.

Azioni proprie

Le azioni proprie ammontano a € 1.862 milioni (€2. 782 milioni al 31 dicembre 202 5) e sono rappresentate da n. 113.570.677 azioni ordinarie Eni (n. 189.083.769 azioni ordinarie Eni al 31 dicembre 202 5) possedute da Eni SpA.

Nel primo semestre 202 6, sono state acquistate n. 43.269.743 azioni proprie per un controvalore complessivo di € 880 milioni, sono state cancellate n. 118.782.928 azioni proprie per un controvalore complessivo di €1. 800 milioni e sono state retrocesse ad Eni n. 93 azioni erroneamente assegnate ad un dipendente .

23 Altre informazioni

Informazioni supplementari del rendiconto finanziario

Il 10 aprile 2026 è stata finalizzata l’acquisizione del 100% del capitale sociale di Acea Energia SpA attiv a nella vendita retail di energia elettrica e gas naturale sul merca to libero per il corrispettivo di €498 milioni con l’acquisizione di: (i) attività correnti per € 351 milioni; (ii) attività non correnti per € 217 milioni; (iii) indebitame nto finanziario netto per € 32 milioni, di cui disponibilità liquide ed equivalenti per € 34 milioni; (iv) passività correnti e non correnti per € 454 milioni. L’allocazione del prezzo delle attività nette acquisite è stata effettuata su basi provvisorie con rilevazione di goodwill pari a €352 milioni . L’acquisizione riguarda il (€ milioni)I semestre

2026

Analisi degli investimenti in imprese consolidate e in rami d'azienda acquisiti Attività correnti 360 Attività non correnti 259 Disponibilità finanziarie nette (indebitamento finanziario netto) 27 Passività correnti e non correnti (459) Effetto netto degli investimenti 187

Goodwill 361

Trasferimento di partecipazioni non consolidate (13) Totale prezzo di acquisto 535

a dedurre:

Disponibilità liquide ed equivalenti acquisite (36) Imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti acquisite 499 Analisi dei disinvestimenti/conferimenti di imprese consolidate e di rami d’azienda ceduti Attività correnti 766 Attività non correnti 3.657 Disponibilità finanziarie nette (indebitamento finanziario netto) 752 Passività correnti e non correnti (1.935) Effetto netto dei disinvestimenti/conferimenti 3.240 Valore corrente della quota di partecipazioni mantenute dopo la cessione del controllo (4.850) Riclassifica a conto economico delle altre componenti dell'utile complessivo 71 Plusvalenze per business combination 2.088 Totale effetto monetario business combination 549

a dedurre:

Disponibilità liquide ed equivalenti conferite (511) Imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti cedute 38

ENI

80 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

settore Plenitude .

Il 31 maggio 2026 , con comunicazione al mercato dell ’8 giugno 2026 , è stata finalizzata con Petronas la creazione della joint venture paritetica 50 -50 Searah che combina i portafogli di asset dei due soci rispettivamente in Indonesia/Malesia posiziona ndo la nuova venture come un leader regionale nel settore strategico del gas naturale liquefatto nell’area Asia -

Pacifico con l’obiettivo di assicurare crescita e generazione di valore attraverso lo sviluppo delle rilevanti risorse minerarie scoperte da Eni in Indonesia negli anni recenti , che sarà finanziato in via autonoma.

Al closing, Eni ha conferito alla JV Searah le attività detenute in Indonesia (sette production sharing contracts comprensivi dei due progetti oggetto di FID North/So uth Hub nell’offshore del Kutei Basin) ricevendo come corrispettivo il 50% della partecipazione nella combined entity . Sulla base delle informazioni ad oggi disponibili e tenuto conto che le valutazioni sono ancora in corso, l ’operazione ha comportato il deconsolidamento di attività nette per €3.240 milioni, la rilevazione della partecipazione in Searah per € 4.850 milioni, la rilevazione di un a plusvalenza per business combination di €2.088 milioni, inclusiva del realizzo delle differenze passive di cambio da conversione per €71 milioni, determinata quale differenza tra il valore della partecipazione ricevuta e il valore netto contabile delle attività cedute , e iscritta nei limiti della quota realizzata con il terzo pari al 50%, cd. metodo della “ downstream transaction ”. Il gain non realizzato , eliminato in contropartita al valore di iscrizione della partecipazione , sarà successivamente riconosciuto nell’ambito della valutazione della partecipata secondo il metodo del patrimonio netto.

24 Garanzie, impegni e rischi

Garanzie, impegni e rischi L’ammontare delle garanzie e degli impegni e rischi non hanno subito variazioni significative rispetto a quanto indicato nella Relazione Finanziaria Annuale 202 5 ad eccezione dell’emissione di una nuov a parent company guarantee di €1.351 milioni rilasciata nell’interesse di AP Baleine 3 (UK) Ltd a copertura degli obblighi di pagamento derivanti dal contratto di leasing relativo a lla unità galleggiante (FPSO) per lo sviluppo del campo di Baleine .

Gestione dei rischi finanziari Per la gestione dei rischi finanziari si fa rinvio a quanto riportato nella Relazione Finanziaria Annuale 202 5.

Di seguito si riportano gli aggiornamenti relativi al “Rischio di mercato” e al “Rischio di liquidità”.

Rischio di mercato Al 30 giugno 202 6 il rating medio del portafoglio complessivo di Liquidità Strategica è pari a A/A - invariato rispetto al 31 dicembre 202 5.

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO ALLEGATI RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE

81

Le seguenti tabelle riportano i valori registrati nel primo semestre 202 6 in termini di VaR (raffrontati con quelli dell’esercizio 2025) per quanto attiene ai rischi tasso di interesse e di cambio nonché al rischio di prezzo delle commodity (aggregato per tipologia di esposizione ); relativamente alla liquidità strategica è riportata la sensitivity a variazioni dei tassi di interesse.

Rischio liquidità

Eni ha in essere un programma di Euro Medium Term Notes, grazie al quale il Gruppo può reperire sul mercato dei capitali fino a €20 miliardi ; al 30 giugno 2026 il programma risulta utilizzato per circa €15,4 miliardi .

Standard & Poor’s assegna ad Eni il rating A - con outlook Negativo per il debito a lungo termine e A-2 per il debito a breve;

Moody’s assegna ad Eni il rating A3 con outlook Stabile per il debito a lungo termine e P-2 per il debito a breve; Fitch assegna ad Eni il rating A - con outlook Stabile per il debito a lungo termine e F1 per il debito a breve. Il rating Eni è legato, oltre a variabili prettamente endogene e di mercato, al rating sovrano dell’Italia. A tale proposito, sulla base delle metodologie util izzate dalle agenzie di rating, un downgrade del rating sovrano italiano può ripercuotersi sul rating delle società emittenti italiane, tr a cui Eni.

Al 30 giugno 2026, il valore complessivo delle linee di credito committed disponibili è pari a €9 miliardi; i relativi contra tti prevedono interessi e commissioni di mancato utilizzo negoziati sulla base delle normali condizioni di mercato.

Al fine di un più efficiente regolamento massivo delle fatture, Eni si avvale dei servizi di pagamento di agenti che provvedo no alla liquidazione alla scadenza di debiti verso varie controparti Eni nell’ordinaria gestione delle operazioni. Tali pagamenti s ono rimborsati da Eni all’agente all’inizio del mese successivo. Al 30 giugno 2026 l’esposizione verso tali agenti ammonta a circ a €0,8 miliardi.

(€ milioni) Massimo Minimo Media Fine periodo Massimo Minimo Media Fine esercizio Tasso di interesse (a)8,80 3,81 6,27 6,62 10,29 4,45 7,48 4,45 Tasso di cambio (a) 3,91 0,08 1,62 0,26 7,99 0,07 2,07 0,43 (€ milioni) Massimo Minimo Media Fine periodo Massimo Minimo Media Fine esercizio Portfolio Management Esposizioni Commerciali (a)98,95 22,12 56,89 63,49 34,93 2,79 16.37 2,79 Trading (b)4,82 0,32 1,07 2,06 1,34 0,30 0,63 0,37 (€ milioni) Massimo Minimo Media Fine periodo Massimo Minimo Media Fine esercizio Liquidità strategica Portafoglio euro 0,54 0,37 0,46 0,44 0,64 0,53 0,58 0,54 ($ milioni) Massimo Minimo Media Fine periodo Massimo Minimo Media Fine esercizio Liquidità strategica Portafoglio dollaro USA 0,17 0,11 0,15 0,17 0,18 0,12 0,15 0,16I semestre 2026 2025(Value at Risk - approccio parametrico varianze/covarianze; holding period: 1 giorno; intervallo di confidenza: 99%) I semestre 2026 2025 (a) I valori relativi al VaR di Tasso di interesse e di cambio comprendono le strutture di Finanza Operativa Eni Corporate e Banque Eni SA.

(Value at Risk - approccio simulazione storica; holding period: 1 giorno; intervallo di confidenza: 95%) (a)Il perimetro consiste nell'area dibusiness Global Gas &LNG Portfolio, Power Generation &Marketing, Supply, Plenitude, Eni Trade &Biofuels, Eni Global Energy Markets (portafogli commerciali) fino al17/03/2026, poimonitorate inmodo congiunto come BUGlobal Trading. IlVaR ècalcolato sulla cosiddetta vista Statutory, con orizzonte temporale coincidente con l'anno diBilancio, includendo tutti ivolumi con consegna nell'anno etutti iderivati finanziari dicopertura dicompetenza. Di conseguenza l'andamento delVaR diGGP, Power G&M, Supply ediPlenitude nelcorso dell'anno risulta decrescente per ilgraduale consuntivarsi delle posizioni all'interno dell'orizzonte annuo fissato.

(b)L'attività ditrading proprietario cross-commodity, mediante strumenti finanziari, facapo aEniTrade &Biofuels SpA eEniGlobal Energy Markets SpA e aEni Trading & Shipping Inc. fino al 17/03/2026, poi monitorate in modo congiunto come BU Global Trading.

I semestre 2026 2025 I semestre 2026 2025(Sensitivity - Dollar Value of 1 basis point - DVBP) (Sensitivity - Dollar Value of 1 basis point - DVBP)

ENI

82 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

Pagamenti futuri a fronte di passività finanziarie , debiti commerciali e altri debiti Nella tabella che segue sono rappresentati gli ammontari di pagamenti contrattualmente dovuti relativi ai debiti finanziari e alle passività per beni in leasing compresi i pagamenti per interessi e alle passività per strumenti finanziari derivati.

La passività per beni in leasing comprensiv e della quota interessi è riferibile per € 869 milioni (1.082 milioni al 31 dicembre 2025) alla quota di competenza dei partner delle joint operation non incorporate operate da Eni che sarà recuperata attraverso il meccanismo di riaddebito delle cash call.

L'importo relativo alle garanzie finanziarie rappresenta l'impegno effettivo rappresentativo del massimo rischio di liquidità in caso di escussione della relativa garanzia alla data del bilancio.

Nella tabella che segue è rappresentato il timing degli esborsi a fronte dei debiti commerciali e altri debiti.

Pagamenti futuri a fronte di obbligazioni contrattuali In aggiunta ai debiti finanziari, alle passività per beni in leasing e ai debiti commerciali e altri debiti rappresentati nello stato patrimoniale, Eni ha in essere obbligazioni contrattuali non annullabili o il cui annullamento comporta il pagamento di un a penale, il cui adempimento comporterà esborsi negli esercizi futuri. Tali obbligazioni sono valorizzate in base al costo netto per l’impresa di interruzione del contratto, costituito dall’importo minimo tra i costi di adempimento dell’obbligazione contrattuale e l’ammontare dei risarcimenti/penalità contrattuali connesse al mancato adempimento.

Le principali obbligazioni contrattuali sono relative ai contratti take -or-pay in base ai quali Eni ha l’obbligo di ritirare volumi minimi di gas o di pagare un ammontare equivalente di denaro con la possibilità di ritirare i volumi sottostanti negli eserc izi successivi. Gli ammontari dovuti sono stati calcolati sulla base delle assunzioni di prezzo di acquisto del gas e dei servizi formulate nel piano industriale 2026 -2030 approvato dalla Direzione Aziendale e per gli esercizi successivi sulla base delle assunzioni di lungo termine del management.

(€ milioni)2026 2027 2 028 2029 2030 Oltre Totale Passività finanziarie 5.928 2.817 5 .470 1.972 2.142 13.173 31.502 Passività per beni in leasing 697 821 6 22 497 465 2.320 5.422 Passività per strumenti finanziari derivati 2.246 15 3 1 5 2.270 8.871 3.653 6 .095 2.470 2.607 15.498 39.194 Interessi su debiti finanziari 373 943 8 43 665 607 5.356 8.787 Interessi su passività per beni in leasing 261 261 2 21 189 161 607 1.700 634 1.204 1 .064 854 768 5.963 10.487 Garanzie finanziarie 290 290 Anni di scadenza (€ milioni)2026 Oltre Totale Debiti commerciali 14.863 14.863 Altri debiti e anticipi 5.116 236 5.352 19.979 236 20.215 Anni di scadenza

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO ALLEGATI RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE

83

Nella tabella che segue sono rappresentati i pagamenti non attualizzati dovuti da Eni negli esercizi futuri a fronte delle pr incipali obbligazioni contrattuali in essere. Gli importi che dovrebbero essere pagati nel secondo semestre 2026 per lo smantellamento degli asset Oil & Gas e per il risanamento ambientale si basano sulle stime della direzione e non rappresentano obblighi finanziari alla data di chiusura.

Informazioni sulla compensazione di strumenti finanziari

La compensazione di attività e passività finanziarie riguarda: (i) crediti e debiti verso enti di Stato del settore Explorati on & Production per €5.152 milioni (€ 4.581 milioni al 31 dicembre 202 5); (ii) altre attività e passività correnti e non correnti relative a strumenti finanziari derivati per € 3.419 milioni (€ 1.133 milioni al 31 dicembre 202 5) e altre attività e passività per € 56 milioni (€13 milioni al 31 dicembre 202 5).

(€ milioni)2026 2027 2028 2029 2030 O ltre Totale Costi di abbandono e ripristino siti (a)547 911 6 34 527 569 10.512 13.700 Costi relativi a fondi ambientali 664 593 439 336 2 97 1.196 3.525 Impegni di acquisto (b)10.426 15.538 12.132 1 1.170 9.251 63.280 121.797

- Gas

. take-or-pay 9.255 14.734 11.461 10.863 9.011 6 2.916 118.240 . ship or pay 281 274 269 282 218 3 27 1.651

- Altri impegni di acquisto 890 530 402 25 22 3 7 1.906 Totale (c)11.637 17.042 13.205 1 2.033 10.117 74.988 139.022 (b) Riguardano impegni di acquisto di beni e servizi che l'impresa è obbligata ad adempiere in quanto vincolanti in base a contratto.Anni di scadenza (a)Ilfondo abbandono er ipristino siti accoglie principalmente icosti che sipresume disostenere altermine dell'attività diproduzione diidrocarburi perlachiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti.

(c)Iltotale deipagamenti f uturi afronte diobbligazioni contrattuali comprende le obbligazioni relative alle discontinued operation ealleattività destinate alla vendita per €671 milioni.

(€ milioni)Ammontare lordo delle attività e passività finanziarieAmmontare lordo delle attività e passività finanziarie compensateAmmontare netto delle attività e passività finanziarie rilevate nello schema di stato

patrimoniale

30 Giugno 2026

Attività finanziarie

Crediti commerciali e altri crediti 17.559 5.152 12.407 Altre attività correnti 6.828 3.415 3.413 Altre attività non correnti 1.558 60 1.498

Passività finanziarie

Debiti commerciali e altri debiti 25.131 5.152 19.979 Altre passività correnti 9.213 3.415 5.798 Altre passività non correnti 1.553 60 1.493 31 Dicembre 2025

Attività finanziarie

Crediti commerciali e altri crediti 17.017 4.581 12.436 Altre attività correnti 5.076 1.133 3.943 Altre attività non correnti 2.852 13 2.839

Passività finanziarie

Debiti commerciali e altri debiti 24.842 4.581 20.261 Altre passività correnti 5.172 1.133 4.039 Altre passività non correnti 3.403 13 3.390

ENI

84 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

Contenziosi

Nell’ambito dell’ordinaria gestione, Eni è parte di cause e procedimenti legali di natura civile, amministrativa, di responsa bilità amministrativa di impresa ai sensi del D.Lgs 231/2001 per i presunti reati commessi da manager e dipendenti nell’esercizio delle rispettive funzioni, nonché di procedimenti arbitrali relativi a presunte violazioni dei contratti petroliferi o in rela zione ad altre dispute commerciali.

La Relazione Semestrale redatta in forma “condensed” ai sensi dello IAS 34 presuppone la conoscenza della Relazione Finanziaria Annuale di cui costituisce, in linea di massima, un aggiornamento per gli sviluppi successivi. Nel primo semestre 2026 gli sviluppi dei procedimenti di cui la Società è parte non hanno alterato in modo significativo il grado di rischio o le potenziali perdite ai quali il Gruppo è esposto per effetto del contenzioso in essere. Per maggiori informazioni sullo status complessivo dei giudizi in cui Eni è convenuta si rinvia al contenuto della nota n. 28 – Garanzie, impegni e rischi del Bilancio consolidato 202 5 dove sono oggetto d’informativa i procedimenti più significativi per i quali, generalmente e salvo diversa indicazione, non è stato effettuato uno stanziamento al fondo rischi in quanto un esito sfavorevole è giudicato improbabile o l’entità dello stanzia mento non è stimabile in modo attendibile.

Di seguito sono descritti i procedimenti che hanno avuto sviluppi significativi nel primo semestre del 2026 fino alla data di pubblicazione della presente relazione di Eni:

(i) Procedimento penale per presunti reati ambientali presso il sito di Gela: dichiarato inammissibile il ricorso proposto dal pubblico ministero contro la sentenza di assoluzione di primo grado compresi presunti reati ex D.Lgs 231/2001.

(ii) Procura di Palermo/presunti reati connessi al traffico illecito di rifiuti coinvolti Raffineria di Gela SpA/EniMed SpA: sentenza di assoluzione passata in giudicato.

(iii) Procura di Pavia/presunti reati ambientali presso la raffineria di Sannazzaro: emesso decreto di archiviazione per Eni SpA indagata ai sensi del D.Lgs 231/2001.

(iv) Avviato procedimento per presunti reati ambientali di omessa bonifica presso il sito di Gela con contestazione della responsabilità amministrativa d’impresa ex D.Lgs 231/2001 alle società Raffineria di Gela SpA, Versalis SpA e Isaf in liquidazione.

(v) Nell’ambito del procedimento amministrativo promosso dalla Provincia di Vicenza in relazione alla bonifica del sito di Trissino, il Consiglio di Stato ha confermato in una recente sentenza la responsabilità di Eni Rewind nella contaminazione in solido con altri operatori ai quali spetta la responsabilità di definire un adeguato progetto di bonifica. L’eventuale onere a carico della società Eni al momento non è stimabile con un sufficiente livello di attendibilità. È in fase di valutazione la proposizione di rimedi giudiziari.

(vi) Contenzio si per presunte violazioni della normativa antitrust nei settori dei biocarburanti e dei biocompound: i ricorsi presentati da Eni nei confronti dei provvedimenti dell’AGCM sono stati respinti in primo grado. Per entrambi, Eni procederà al ricorso presso il Consiglio di Stato. Eni ritiene che tali sviluppi non modifichino il profilo di rischio dei due procedimenti, in relazione ai quali erano già stati stanziati dei fondi.

(vii) Proseguono gli arbitrati in materia di cost recovery e altre contestazioni avviati dalla Repubblica del Kazakhstan “RoK” nei confronti dei due consorzi di compagnie petrolifere internazionali che operano i progetti petroliferi Karachaganak (quota Eni 29,25 %) ai sensi del Final Production Sharing Agreement e Kashagan (quota Eni 16,67%) ai sensi del North Caspian Sea Production Sharing Agreement. Eni sta continuando a valutare il merito delle richieste presentate in sede di arbitrato da parte della Repubblica alla luce delle evidenze istruttorie disponibili e, pertanto, al momento non è possibile stimare l’esito dei due procedimenti.

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO ALLEGATI RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE

85

25 Ricavi della gestione caratteristica

Maggiori informazioni sui ricavi della gestione caratteristica per settore di attività sono indicate alla nota n. 31 - Informazioni per settore di attività.

I ricavi della gestione caratteristica verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 - Rapporti con parti correlate.

(€ milioni)

Exploration &

Production

Global Gas & LNG Portfolio e Power

Refining, Chimica

e Sites in transformation

Enilive

Corporate e Altre

attività

Totale

I semestre 2026 Ricavi da clienti terzi 21.955 7.258 2.599 10.131 113 42.056 Ricavi per area geograficaItalia 246 4.793 1.407 6.226 59 12.731 Resto dell'Unione Europea 2.271 1.473 888 3.035 8 7.675 Resto dell'Europa 8.968 426 114 470 33 10.011 Americhe 3.783 73 93 2 3.951 Asia 3.199 554 96 292 2 4.143 Africa 3.486 12 19 15 9 3.541 Altre aree 2 2 4 21.955 7.258 2.599 10.131 113 42.056 Ricavi per prodotti e servizi vendutiVendita greggi 16.956 1 16.957 Vendita prodotti petroliferi 2.224 619 9.906 12.749 Vendita gas naturale e GNL 2.381 5.989 1 8.371 Vendita prodotti petrolchimici 1.623 1.623 Vendita di energia elettrica 1.124 1 1.125 Vendita altri prodotti 34 1 225 46 21 327 Servizi 360 144 129 179 92 904 21.955 7.258 2.599 10.131 113 42.056 Tempistiche di trasferimento beni/serviziBeni e servizi trasferiti in uno specifico momento 21.710 7.258 2.575 10.131 111 41.785 Beni e servizi trasferiti lungo un arco temporale 245 24 2 271 I semestre 2025Ricavi da clienti terzi 17.984 6.541 2.885 8.216 126 35.752 Ricavi per area geograficaItalia 328 3.832 1.753 5.257 68 11.238 Resto dell'Unione Europea 1.518 1.813 754 2.328 37 6.450 Resto dell'Europa 6.140 139 109 358 6.746 Americhe 2.897 62 55 1 3.015 Asia 3.787 745 180 208 6 4.926 Africa 3.299 12 25 10 14 3.360 Altre aree 15 2 17 17.984 6.541 2.885 8.216 126 35.752 Ricavi per prodotti e servizi vendutiVendita greggi 13.200 13.200 Vendita prodotti petroliferi 2.113 808 7.963 10.884 Vendita gas naturale e GNL 2.429 4.967 1 7.397 Vendita prodotti petrolchimici 1.723 1.723 Vendita di energia elettrica 1.268 1 1.269 Vendita altri prodotti 32 1 182 37 31 283 Servizi 210 305 170 216 95 996 17.984 6.541 2.885 8.216 126 35.752 Tempistiche di trasferimento beni/serviziBeni e servizi trasferiti in uno specifico momento 17.771 6.468 2.838 8.216 119 35.412 Beni e servizi trasferiti lungo un arco temporale 213 73 47 7 340

ENI

86 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

26 Costi

Acquisti, prestazioni e costi diversi

Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi comprendono i costi di prospezioni, studi geologici e geofisici dell’att ività esplorativa del settore Exploration & Production che ammontano a €134 milioni (€ 86 milioni nel primo semestre 202 5).

Costo lavoro

I costi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 - Rapporti con parti correlate.

27 Proventi (oneri) finanziari

I proventi (oneri) finanziari si analizzano come segue:

Le informazioni relative ai leasing sono indicate alla nota n. 10 – Diritto di utilizzo beni in leasing e passività per beni in leasing. (€ milioni) I semestre 2026 I semestre 2025 Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci 27.060 24.027 Costi per servizi 5.049 4.536 Costi per godimento di beni di terzi 686 687 Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri 165 207 Altri oneri 1.046 810

34.006 30.267

a dedurre:

- incrementi di immobilizzazioni per lavori interni ( 77) (213)

33.929 30.054

(€ milioni) I semestre 2026 I semestre 2025 Costo lavoro 1.633 1.618

a dedurre:

- incrementi di immobilizzazioni per lavori interni (51) (64)

1.582 1.554

(€ milioni) I semestre 2026 I semestre 2025 Proventi finanziari 3.217 5.359 Oneri finanziari (3.707) (5.729) Proventi (oneri) netti su attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico 95 111 Strumenti finanziari derivati 9 (70) Proventi (oneri) finanziari (386) (329) (€ milioni) I semestre 2026 I semestre 2025 Proventi (oneri) finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto Interessi e altri oneri su prestiti obbligazionari (346) (367) Proventi (oneri) netti su attività finanziarie destinate al trading 94 120 Proventi (oneri) netti su altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico 1 (9) Interessi e altri oneri verso banche e altri finanziatori (164) (129) Interessi passivi su passività per beni in leasing (162) (180) Interessi attivi verso banche 68 103 Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli non strumentali all'attività operativa 129 94

(380) (368)

Differenze attive (passive) di cambio 93 182 Strumenti finanziari derivati 9 (70) Altri proventi (oneri) finanziari Oneri finanziari imputati all'attivo patrimoniale 35 70 Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa 18 18 Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo (a)(142) (162) Altri proventi (oneri) finanziari (19) 1

(108) (73)

(386) (329)

(a) La voce riguarda l’incremento dei fondi per rischi e oneri che sono indicati, ad un valore attualizzato, nelle passività non correnti del bilancio.

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO ALLEGATI RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE

87

Gli strumenti finanziari derivati sono analizzati alla nota n. 20 – Strumenti finanziari derivati.

I proventi (oneri) finanziari verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 - Rapporti con parti correlate.

28 Proventi (oneri) su partecipazioni

Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto Le informazioni relative alle plusvalenze e minusvalenze delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto sono riportate alla nota n. 13 - Partecipazioni.

Altri proventi (oneri) su partecipazioni

I dividendi si riferiscono alla Nigeria LNG Ltd per € 31 milioni e Everen Ltd per € 20 milioni (rispettivamente, €52 milioni e €30 milioni nel primo semestre 202 5).

Gli altri proventi netti si riferiscono per €2.088 milioni alla plusvalenza da valutazione al fair value della business combination tra Eni e Petronas con la costituzione della joint venture Searah Ltd e comprende il realizzo delle differenze passive di cambio da conversione per € 71 milioni.

29 Imposte sul reddito

Il tax rate del primo semestre 202 6 in continuing operation è stato del 44,0% . La maggiore tassazione rispetto all’aliquota fiscale IRES vigente in Italia del 24% è dovuta principalmente a lle imprese estere del settore Exploration & Production.

Gli effetti dell’applicazione della disposizione OCSE relativa ad un livello di imposizione fiscale minimo globale per i grup pi multinazionali di imprese introdotta dalla Direttiva UE 2022/2523 (cd. Pillar 2) non sono significativi.

30 Utile per azione L’utile per azione semplice è determinato dividendo l’utile netto del periodo di competenza Eni per il numero medio ponderato delle azioni Eni SpA in circolazione nel periodo, escluse le azioni proprie.

L’utile per azione diluito è determinato dividendo l’utile netto del periodo di competenza Eni per il numero medio ponderato delle azioni Eni SpA in circolazione nel periodo, escluse le azioni proprie, incrementate del numero delle azioni che potenzialment e potrebbero essere emesse. Al 30 giugno 202 6 le azioni che potenzialmente potrebbero essere messe in circolazione riguardano le azioni assegnate a fronte del pian o ILT azionario 202 3-202 5 e le azioni collegate al prestito obbligazionario convertibile emesso nel 2023 .

Ai fini della determinazione dell’utile per azio ne semplice e diluito, l’utile netto del periodo di competenza Eni è rettificato per tener conto della remunerazione delle obbligazioni subordinate perpetue e, limitatamente all’utile per azione diluito, del prestito obbligazionario convertibile, al netto del relativo effetto fiscale, determinata sulla base del costo ammortizzato.

(€ milioni) I semestre 2026 I semestre 2025 Dividendi 60 100 Altri proventi (oneri) netti 2.086 6

2.146 106

(€ milioni) I semestre 2026 I semestre 2025 Imposte correnti 1.832 1.961 Imposte differite e anticipate nette 285 95

2.117 2.056

ENI

88 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

La determinazione dell’utile per azione semplice e diluito è di seguito indicata:

31 Informazioni per settore di attività La segment information di Eni è determinata sulla base dei segmenti operativi i cui risultati sono rivisti periodicamente dal Chief Operating Decision Maker (il CEO) per la valutazione delle performance e le decisioni di allocazione delle risorse.

Per quanto riguarda le informazioni finanziarie per settore di attività “segment information”, coerentemente con le previsioni dei principi contabili applicabili, il management ha considerato che i processi decisionali di allocazione delle risorse e la valutazione delle performance finanziarie/industriali da parte del CEO sono svolte ad un livello di minore aggregazione.

Pertanto, nel rispetto delle disposizioni del principio contabile IFRS 8 che regola l’informativa per settore di attività, i reportable segment di Eni al 30 giugno 202 6 sono stati definiti come segue:

- Exploration & Production : attività di ricerca, sviluppo e produzione di petrolio, condensati e gas naturale. Comprende le attività di trading oil e prodotti con finalità di eseguire sul mercato le transazioni di bilanciamento del supply per le attività di raffinazione e di stabilizzazione/copertura dei margini commerciali.

- Global Gas & LNG Portfolio (GGP) e Power : attività di approvvigionamento e vendita di gas naturale all’ingrosso via gasdotto, trasporto internazionale, acquisto e commercializzazione di GNL equity e di terzi. Comprende le attività di trading gas per finalità sia di copertura e stabilizzazione dei margini commerciali, sia di ottimizzazione del portafoglio di asset g as.

Questo reportable segment comprende i risultati del business Power relativo all’attività di produzione e vendita all’ingrosso di energia elettrica da impianti termoelettrici, che presenta ritorni economici simili considerata la comunanza delle dinamiche industriali relative alla domanda di gas e di energia elettrica. Comprende le attività di trading di certificati di emissione di CO 2 e di vendita a termine dell’energia elettrica nell’ottica di copertura/ottimizzazione dei margini.

- Refining , Chimica e Sites in transformation : attività di lavorazione di petrolio per la produzione di carburanti tradizionali svolta dal segmento operativo “Refining” e attività di produzione di prodotti chimici da ciclo petrolifero, svolte dalla controllata Versalis e le s ocietà figlie, che sono state aggregate in un unico reportable segment , poiché presentano ritorni economici simili, esposizione a comuni dinamiche di mercato e comunanze nella struttura dei processi industriali . Versalis è attiva nella produzione di bioplastiche tramite la con trollata Novamont e nella chimica del compounding. Il business Sites in transformation gestisce le attività di ristrutturazione, bonifiche/smantellamenti e di preparazione dei siti in vista della successiva fase di investimenti per la riconversione/trasformazione di siti petrolchimici dismessi, tra cui Brindisi e Priolo .

- Enilive : gestisce le attività di produzione di biocarburanti da materie prime rinnovabili e la commercializzazione al dettaglio I semestre

2026I semestre

2025

Numero medio ponderato di azioni in circolazione per l'utile semplice 2.939.974.225 3.056.156.097 Numero di azioni potenziali a fronte dei piani ILT azionario 8.057.287 5.621.740 Numero di azioni potenziali a fronte del prestito obbligazionario convertibile 57.578.811 56.975.836 Numero medio ponderato di azioni in circolazione per l'utile diluito 3.005.610.323 3.118.753.673 Utile netto di competenza Eni (€ milioni) 4.390 1.715 Remunerazione di obbligazioni subordinate perpetue, al netto dell'effetto fiscale (€ milioni) (132) (116) Utile netto di competenza Eni per utile semplice (€ milioni) 4.258 1.599 Remunerazione del prestito obbligazionario convertibile, al netto dell'effetto fiscale (€ milioni) 16 15 Utile netto di competenza Eni per utile diluito (€ milioni) 4.274 1.614 Utile per azione semplice (€ per azione) 1,45 0,52 Utile per azione diluito (€ per azione) 1,42 0,52 Utile netto di competenza Eni - continuing operations (€ milioni) 3.023 (406) Remunerazione di obbligazioni subordinate perpetue, al netto dell'effetto fiscale (€ milioni) (132) (116) Utile netto di competenza Eni - continuing operations per utile semplice (€ milioni) 2.891 (522) Remunerazione del prestito obbligazionario convertibile, al netto dell'effetto fiscale (€ milioni) 16 15 Utile netto di competenza Eni - continuing operations per utile diluito (€ milioni) 2.907 (507) Utile per azione semplice (€ per azione) 0,98 (0,17) Utile per azione diluito (€ per azione) 0,97 (0,17) Utile netto di competenza Eni - discontinued operations per utile semplice e diluito (€ milioni) 1.367 2.121 Utile per azione semplice (€ per azione) 0,47 0,69 Utile per azione diluito (€ per azione) 0,45 0,69

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO ALLEGATI RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE

89

di carburanti tradizionali e bio, nonché di prodotti e servizi rivolti all’automobilista nell’ottica della mobilità sostenibile.

Svolge inoltre attività di vendita all’ingrosso di carburanti, bitumi e lubrificanti.

- Plenitude : attività di vendita al dettaglio di gas, elettricità e servizi connessi e attività di produzione e vendita all’ingrosso di energia elettrica da impianti rinnovabili, attività di servizio alla mobilità elettrica (installazione di colonnine di ricarica).

- Corporate e Altre attività : comprende le principali funzioni di supporto al business, in particolare le attività di holding, tesoreria accentrata, IT, risorse umane, servizi immobiliari, attività assicurative captive, ricerca e sviluppo, nuove tecnol ogie, digitalizzazione del business e l’attività di bonifica ambientale svolta dalla controllata Eni Rewind. Comprende, inoltre, le attività relative ai progetti CCUS, agri -business , conservazione delle foreste e produzione di bioenergia , in fase di sviluppo.

Le principali informazioni finanziarie dei segmenti operativi oggetto di reporting al CEO (cioè il Chief Operating Decision Maker, ex IFRS 8) sono: i ricavi, l’utile operativo e le attività e passività direttamente attribuibili.

Per effetto del l’intenzione di procedere al riassetto dell’azionariato della control lata Plenitude finalizzato alla modifica della governance per istituire il controllo congiunto , il business Plenitude (Eni 70%) è stato classificato come discontinued operation.

I dati comparativi sono stat i oggetto di riesposizione. Le informazioni finanziarie del business Plenitude continuano ad essere riportate nella segment information in quanto riviste dal Chief Operating Decision Maker.

Di seguito si riportano le principali misure di risultato per il restatement relativo alle discontinued operation.

Informazioni pubblicate nel 2025

Informazioni riesposte

(€ milioni)

Exploration &

Production

Global Gas & LNG Portfolio e Power

Refining e

Chimica

Enilive

Plenitude

Elisioni

Totale settori di

attività

Corporate e Altre

attività

Rettifiche per utili

interni

Totale

I semestre 2025 Ricavi della gestione caratteristica (a)24.942 9.034 9.465 9.536 5.603 (17.374) 41.206 126 41.332 Risultato operativo 3.446 1.358 (1.302) 174 64 3.740 (539) 289 3.490 31 Dicembre 2025 Attività direttamente attribuibili (b)60.407 4.988 6.377 6.117 13.622 91.511 2.630 (253) 93.888 (a) Prima dell’eliminazione dei ricavi infrasettori.

(b) Comprendono le attività/passività connesse al risultato operativo. Non comprendono attività/passività di natura finanziaria, partecipazioni e attività/passività per imposte sul reddito.

(€ milioni)

Exploration &

Production

Global Gas & LNG Portfolio e Power Refining, Chimica e

Sites in

transformation

Enilive

Plenitude

Elisioni

Totale settori di

attività

Corporate e Altre

attività

Rettifiche per utili

interni

Totale

Plenitude

Elisioni

infragruppo

Continuing

operations

I semestre 2025 Ricavi della gestione caratteristica (a)24.942 9.034 9 .465 9.536 5.603 (17.374) 41.206 126 41.332 (5.603) 23 35.752 Risultato operativo 3.446 1.358 (1.302) 1 74 64 3.740 (539) 289 3.490 (64) (2.375) 1.051 31 Dicembre 2025 Attività direttamente attribuibili (b)60.407 4.988 6 .377 6.117 13.622 91.511 2.630 (253) 93.888 (a) Prima dell’eliminazione dei ricavi infrasettori.Discontinued

operations

(b) Comprendono le attività/passività connesse al risultato operativo. Non comprendono attività/passività di natura finanziaria, partecipazioni e attività/passività per imposte sul reddito.

ENI

90 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

Le informazioni per settore di attività sono le seguenti:

32 Rapporti con parti correlate Le operazioni compiute da Eni con le parti correlate riguardano principalmente:

(a) lo scambio di beni, la prestazione di servizi, la provvista e l’impiego di mezzi finanziari con le joint venture, con le impr ese collegate e altre società controllate escluse dall’area di consolidamento;

(b) lo scambio di beni e la prestazione di servizi con altre società controllate dallo Stato italiano;

(c) i contributi a Eni Foundation e a Fondazione Eni Enrico Mattei, soggetti non aventi natura societaria, riferibili a Eni, che perseguono iniziative di carattere umanitario, culturale e di ricerca. Le transazioni verso questi soggetti sono immateriali .

Non vi sono state transazioni rilevanti con amministratori, revisori dei conti o loro affiliati .

Tutte le operazioni sono state compiute nell’interesse della Società e, ad eccezione delle operazioni con gli enti che perseg uono iniziative di carattere umanitario, culturale e scientifico, fanno parte della ordinaria gestione. (€ milioni)

Exploration &

Production

Global Gas & LNG Portfolio e Power Refining, Chimica e Sites in transformation

Enilive

Plenitude

Totale settori di

attività

Corporate e Altre

attività

Rettifiche per utili

interni

Totale

Plenitude

Elisioni

infragruppo

Continuing

operations

I semestre 2026 Ricavi della gestione caratteristica comprensivi dei ricavi infrasettore 30.317 9.433 10.553 11.674 5.305 67.282

- a dedurre ricavi infrasettori (8.362) (2.175) (7.954) (1.543) (24) (20.058) Ricavi da terzi 21.955 7.258 2.599 10.131 5.281 47.224 113 47.337 (5.281) 42.056 Risultato operativo 3.502 381 (302) 375 826 4.782 (615) (96) 4.071 (826) (1.363) 1.882 I semestre 2025 Ricavi della gestione caratteristica comprensivi dei ricavi infrasettore 24.942 9.034 9.465 9.536 5.603 58.580

- a dedurre ricavi infrasettori (6.958) (2.493) (6.580) (1.320) (23) (17.374) Ricavi da terzi 17.984 6.541 2.885 8.216 5.580 41.206 126 41.332 (5.580) 35.752 Risultato operativo 3.446 1.358 (1.302) 174 64 3.740 (539) 289 3.490 (64) (2.375) 1.051Discontinued

operations

(€ milioni)

Exploration &

Production

Global Gas & LNG Portfolio e Power Refining, Chimica e

Sites in

t

ransformation

Enilive

Plenitude

Totale settori di

attività

Corporate e Altre

attività

Rettifiche per utili

interni

Totale

30 Giugno 2026 Attività direttamente attribuibili (a)58.956 5.683 7.973 7.229 13.590 93.431 3.109 (374) 96.166 Attività non direttamente attribuibili (b)50.839 Passività direttamente attribuibili (a)20.408 5.530 5.421 3.584 4.299 39.242 5.118 (106) 44.254 Passività non direttamente attribuibili (b)45.821 31 Dicembre 2025 Attività direttamente attribuibili (a)60.407 4.988 6.377 6.117 13.622 91.511 2.630 (253) 93.888 Attività non direttamente attribuibili (b)43.181 Passività direttamente attribuibili (a)19.934 4.691 4.153 3.303 5.490 37.571 5.239 (90) 42.720 Passività non direttamente attribuibili (b)41.562 (b) Comprendono le attività/passività non connesse al risultato operativo.(a)Comprendono leattività/passività connesse alrisultato operativo. Non comprendono attività/passività dinatura finanziaria, partecipazioni eattività/passività perimposte sul reddito.

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO ALLEGATI RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE

91

RAPPORTI COMMERCIALI E DIVERSI

(€ milioni)

Continuing operation

Joint venture e imprese collegate Agiba Petroleum Co 4 191 1 248 Coral FLNG SA 16 1.286 11 Eni CCUS Holding 159 1.234 132 Gruppo Azule 137 496 3.033 45 1.042 70 Gruppo Saipem 41 213 9 4 395 Gruppo SeaCorridor 57 37 1 207 Gruppo Vårgrønn 548 1 In Salah Gas Ltd 101 428 Ithaca Energy Plc 82 85 5 228 (359) Karachaganak Petroleum Operating BV 30 166 1 542 Mellitah Oil & Gas BV 60 383 3 625 Petrobel Belayim Petroleum Co 16 556 3 324 Searah Ltd 53 282 4 Société Centrale Electrique du Congo SA 36 37 St. Bernard Renewables Llc 126 10 Vår Energi ASA 16 1.682 2.014 20 4.391 (28) Altre (*)155 68 5 79 126 862 3.978 8.537 347 8.566 (317) Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF SpA (in liquidazione) 174 1 4 Altre 15 11 14 9 6 189 12 14 13 6 1.051 3.990 8.551 360 8.572 (317) Imprese controllate dallo Stato Gruppo Enel 117 110 23 7 14 Gruppo Snam 168 183 171 689 Gruppo Terna 102 92 246 207 3 GSE - Gestore Servizi Energetici 110 128 974 289 132 Altre (*)55 31 64 16 552 544 1.478 1.208 149 Altri soggetti correlati 2 2 17 Groupement Sonatrach – Eni «GSE» 288 238 25 267 1.893 4.774 8.551 1.863 10.064 (168)

Discontinued operation

Joint venture e imprese collegate Gruppo Vårgrønn 139 Altre 15 13 27 9 15 15 13 166 9 15 Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento Altre 4 2 4 2 Imprese controllate dallo Stato Gruppo Enel 1 138 2 378 Gruppo Italgas 66 6 429 Gruppo Terna 8 39 9 130 GSE - Gestore Servizi Energetici 30 57 161 357 Altre 7 15 46 7 46 315 224 1.301 65 328 168 233 1.316 Totale 1.958 5.102 8.719 2.096 11.380 (168) (*) Per rapporti di importo inferiore a €50 milioni.30 Giugno 2026 I semestre 2026

Crediti

e altre

attivitàDebiti

e altre

passivitàGaranzie Ricavi CostiAltri proventi

(oneri)

operativi

ENI

92 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

(€ milioni)

Continuing operation

Joint venture e imprese collegate Agiba Petroleum Co 3 135 162 Card ón IV SA 1 134 2 Coral FLNG SA 12 1.247 9 Eni CCUS Holding 118 1.218 Gruppo Azule 119 361 2.939 36 679 Gruppo Saipem 41 136 9 2 311 Gruppo SeaCorridor 67 19 1 165 Gruppo Vårgrønn 1 678 1 In Salah Gas Ltd 57 83 Ithaca Energy Plc 146 73 164 (343) Karachaganak Petroleum Operating BV 27 119 512 Mellitah Oil & Gas BV 56 241 395 Petrobel Belayim Petroleum Co 13 470 1 364 Società Oleodotti Meridionali SpA 22 500 14 10 Société Centrale Electrique du Congo SA 91 44 St. Bernard Renewables Llc 1 98 Vår Energi ASA 26 1.321 1.948 33 2.520 Altre (*) 86 78 26 36 158 830 3.644 8.163 179 5.523 (343) Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF SpA (in liquidazione) 170 1 4 VME Oilfield Chemicals Llc 112 Altre 19 10 21 11 6 189 11 133 15 6 1.019 3.655 8.296 194 5.529 (343) Imprese controllate dallo Stato Gruppo Enel 89 183 20 46 2 Gruppo Italgas 2 190 2 Gruppo Snam 110 247 (6) 602 Gruppo Terna 62 75 160 82 1 GSE - Gestore Servizi Energetici 112 100 622 289 157 ITA Airways - Italia Trasporto Aereo SpA 3 69 Altre (*) 45 70 28 25 423 865 893 1.046 160 Altri soggetti correlati 4 17 Groupement Sonatrach – Eni «GSE» 216 307 20 271 1.658 4.831 8.296 1.107 6.863 (183)

Discontinued operation

Joint venture e imprese collegate Altre 1 21

1 21

Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento

Altre 1

1 Imprese controllate dallo Stato Gruppo Enel 1 333 Gruppo Italgas 5 353 Gruppo Snam 10 Gruppo Terna 17 87 GSE - Gestore Servizi Energetici 483 613 Altre 24 6

540 1.392

542 1.413

Totale 1.658 4.831 8.296 1.649 8.276 (183) (*) Per rapporti di importo inferiore a €50 milioni.31 Dicembre 2025 I semestre 2025

Crediti

e altre

attivitàDebiti

e altre

passivitàGaranzie Ricavi CostiAltri proventi

(oneri)

operativi

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO ALLEGATI RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE

93

I rapporti più significativi con le joint venture, le imprese collegate e controllate escluse dall’area di consolidamento riguardano:

- la quota di competenza Eni dei costi sostenuti nello sviluppo di giacimenti petroliferi dalle società Agiba Petroleum Co, Karachaganak Petroleum Operating BV, Mellitah Oil & Gas BV, Petrobel Belayim Petroleum Co, Groupement Sonatrach -

Eni «GSE» e, limitatamente alla Karachaganak Petroleum Operating BV, l’acquisto di greggi da parte di Eni Trade & Biofuels SpA; i riaddebiti dalle collegate a Eni sono fatturati sulla base dei costi sostenuti;

- la fornitura di servizi specialistici upstream e la garanzia rilasciata pro -quota nell’interesse della società Coral FLNG SA a beneficio del Consorzio TJS a fronte degli obblighi contrattuali assunti con l’assegnazione del contratto EPCIC per la realizzazione dell’impianto galleggiante di liquefazione de l gas;

- le garanzie rilasciate a favore di Eni CCUS Holding a fronte della vendita delle attività CCUS nel Regno Unito e Paesi Bassi;

- la fornitura di servizi specialistici, l’acquisto di greggi e il rilascio di garanzie principalmente a fronte di contratti di leasing di navi FPSO verso il gruppo Azule;

- la fornitura di servizi di ingegneria, di costruzione e di perforazione da parte del gruppo Saipem prevalentemente alla linea di business Refining e al settore Exploration & Production;

- l’acquisizione di servizi di trasporto verso il gruppo SeaCorridor;

- le garanzie rilasciate al Gruppo Vårgrønn prevalentemente a fronte della partecipazione nel progetto eolico offshore Dogger

Bank;

- l’acquisto di gas da In Salah Gas Ltd;

- il credito nell’ambito della business combination , l’acquisto di greggi e condensati e la stipula di contratti derivati su commodity dal gruppo Ithaca Energy Plc;

- l’emissione di garanzie nell’interesse di Searah Ltd in relazione alle attività di esplorazione e produzione in Malesia e Indonesia;

- la vendita di gas alla Société Centrale Electrique du Congo SA;

- le garanzie rilasciate pro quota nell’interesse di St. Bernard Renewables Llc a favore di fornitori per le operazioni di acqu isto

feedstock;

- le garanzie rilasciate per rispetto di accordi contrattuali nell’interesse di Vår Energi ASA, la fornitura di servizi specialistici upstream e di trasporto marittimo, l’acquisto di greggio, condensati e gas e la parte realizzata dei contratti a termine di acquisto fisico di gas ;

- la prestazione di servizi per risanamento ambientale alla società Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF SpA (in liquidazione).

I rapporti più significativi con le società controllate dallo Stato riguardano:

- la vendita di carburanti e combustibili, la compravendita di gas , l'acquisizione di servizi di distribuzione di energia elettrica e gli strumenti finanziari derivati con il gruppo Enel;

- l’acquisizione di servizi di distribuzione, trasporto e stoccaggio dal gruppo Italgas e dal gruppo Snam sulla base delle tari ffe stabilite dall’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente, nonché, dal gr uppo Snam, il credito per attività di disinvestimento relativo alla cessione del 49,9% del capitale della SeaCorridor Srl e la compravendita di gas per esigenze di bilanciamento del sistema sulla base di corrispettivi legati all’andamento dei principali pr odotti energetici;

- l’acquisizione di servizi di dispacciamento e la compravendita di energia elettrica per esigenze di bilanciamento del sistema sulla base di corrispettivi legati all’andamento dei principali prodotti energetici e la stipula di contratti derivati su commodity a copertura del rischio di volatilità del corrispettivo per l’assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasport o con il

gruppo Terna;

- la compravendita di energia elettrica, gas, titoli ambientali, gli strumenti finanziari derivati, la vendita di prodotti petroliferi e capacità di stoccaggio a GSE – Gestore Servizi Energetici per la costituzione delle scorte specifiche tenute dall’Organismo Centrale di Stoccaggio Italiano (OCSIT) in accordo al Decreto Legislativo n. 249/2012, il contributo a copertura degli oneri derivanti dall’espletamento delle funzioni ed attività di OCSIT e il contributo corrisposto a GSE per l a promozione dell’uso del biometano e altri biocarburanti avanzati nel settore dei trasp orti;

- la vendita di jet fuel alla ITA Airways - Italia Trasporto Aereo SpA.

ENI

94 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

I rapporti verso altri soggetti correlati riguardano:

- costi per contributi versati ai fondi pensione gestiti da Eni per €12 milioni e debiti per contributi da versare per € 2 milioni;

- costi per contributi versati al Fondo Integrativo Sanitario dei Dirigenti delle Aziende del Gruppo Eni – FISDE per €3 milioni;

- contributi versati e prestazione di servizi alla Fondazione Eni Enrico Mattei per € 2 milioni.

RAPPORTI DI NATURA FINANZIARIA

(€ milioni)

Continuing operation

Joint venture e impres e collegate Coral FLNG S A 408 7 E&E Algeria Touat BV 92 Eni CCUS Holding 133 1 4 8 Gruppo Saipem 98 3 Mozambique Rovuma Venture SpA 2.779 1 73 91 8 Searah Ltd 80 St. Bernard Renewables Llc 66 1 40 2 Pengerang Biorefinery Sdn Bhd 46 4 81 Altre (*)14 76 26 20 3.446 533 6 21 134 31 Impres e controllate es clus e dall'area di cons olidamento Altre (*)38 68 1 1 38 68 1 1 I mprese controllate dallo Stato Gruppo Cassa Depositi e Prestiti 66 2 Altre 21 1 87 2 1 Altri soggetti correlati 2 1 3.484 690 621 135 35 1

Discontinued operation

Joint venture e impres e collegate Altre 39 4 1 3 9 4 1 Impres e controllate es clus e dall'area di cons olidamento

Altre 66

Imprese controllate dallo StatoGruppo Cassa Depositi e Prestiti 51 1

Altre 5

56 1

45 56 4 1 1 Totale 3.529 746 625 136 36 1 (*) Per rapporti di importo inferiore a €50 milioni.30 Giugno 2026 I semestre 2026

Crediti e

disponibilità

liq

uide e

equivalentiDebiti GaranzieP roventi

Finanziari e

s

trumenti

derivatiOneri

FinanziariP roventi

(oneri) su

p

artecipazioni

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO ALLEGATI RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE

95

I rapporti più significativi con le joint venture, le imprese collegate e le controllate escluse dall’area di consolidamento

riguardano:

- il finanziamento concesso alla società Coral FLNG SA per la realizzazione dell’impianto galleggiante di liquefazione del gas nel permesso dell’area 4 in Mozambico;

- il deposito di disponibilità monetarie presso le finanziarie di Gruppo per la E&E Algeria Touat BV;

- il finanziamento concesso alla Eni CC US Holding, nell’ambito dell’accordo con il partner Global Infrastructure Partners;

- le passività per beni in leasing verso il gruppo Saipem riferite a contratti pluriennali per l’utilizzo di mezzi di perforazione;

- il finanziamento concesso alla Mozambique Rovuma Venture SpA per lo sviluppo delle riserve gas nell’offshore del Mozambico;

- il deposito di disponibilità monetarie presso le finanziarie di Gruppo per la Searah Ltd;

- garanzie nell’interesse della joint venture St. Bernard Renewables Llc a copertura di cessione di crediti fiscali e dei finanziament i ricevuti;

- una Parent Company Guarantee nell’interesse di Pengerang Biorefinery Sdn Bhd ai sensi del Con struction Term Facility Agreement in relazione al finanziamento per la costruzione d i una nuova bioraffineria in Malesia .

I rapporti più significativi con le società controllate dallo Stato riguardano:

- i debiti finanziari verso il gruppo Cassa Depositi e Prestiti per la realizzazione di infrastrutture di ricarica per veicoli elettrici e a supporto delle attività Agri feedstock .

(€ milioni)

Continuing operation

Joint venture e impres e collegate Coral FLNG S A 417 9 E&E Algeria Touat BV 56 Eni CCUS Holding 123 Gruppo Saipem 247 11 Mozambique Rovuma Venture SpA 2.318 91 6 9 8 Altre (*)70 57 4 21 3 2.928 451 4 9 9 22 Impres e controllate es clus e dall'area di cons olidamento Altre (*)41 55 1 1 41 55 1 1 I mprese controllate dallo Stato Gruppo Cassa Depositi e Prestiti 52 Altre 35 1 3 4 87 1 3 4 Altri soggetti correlati 2.969 593 4 101 26 4

Discontinued operation

Joint venture e impres e collegate

Altre 1

1 I mprese controllate dallo Stato Gruppo Cassa Depositi e Prestiti 1 1 1 1 Totale 2.969 593 4 102 27 4 (*) Per rapporti di importo inferiore a €50 milioni.31 Dicembre 2025 I semestre 2025

Crediti e

disponibilità

liquide e

e quivalentiDebiti GaranzieP roventi

Finanziari e

strumenti

d

erivatiP roventi

(oneri) su

partecipazioniOneri

Finanziari

ENI

96 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

Incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulla situazione patrimoniale, sul risultato economico e sui flussi finanziari L’incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulle voci dello stato patrimoniale è indicata nella seguente ta bella

di sintesi:

L’incidenza delle operazioni con parti correlate sulle voci del conto economico è indicata nella seguente tabella di sintesi:

(€ milioni) TotaleEntità

correlateIncidenza

% TotaleEntità

correlateIncidenza

% Disponibilità liquide e equivalenti 8.365 8. 100 Altre attività finanziarie correnti 5.034 2.813 55,88 3.710 2.357 63,53 Crediti commerciali e altri crediti 12.407 1.585 12,78 12.436 1.375 11,06 Altre attività correnti 3.413 95 2,78 3.943 76 1,93 Altre attività finanziarie non correnti 1.126 671 59,59 1.109 612 55,18 Altre attività non correnti 1.498 213 14,22 2.839 207 7,29 Discontinued operations e attività destinate alla vendita 18.533 110 0,59 8.005 Passività finanziarie a breve termine 5.334 501 9,39 4.929 265 5,38 Quota a breve di passività finanziarie a lungo termine 2.388 34 1,42 3.434 128 3,73 Quota a breve di passività per beni in leasing a lungo termine 1.083 71 6,56 1.263 108 8,55 Debiti commerciali e altri debiti 19.979 4.628 23,16 20.261 4.283 21,14 Altre passività correnti 5.798 140 2,41 4.039 86 2,13 Passività finanziarie a lungo termine 23.827 66 0,28 20.139 52 0,26 Passività per beni in leasing a lungo termine 4.358 18 0,41 4.437 40 0,90 Altre passività non correnti 1.493 6 0,40 3.390 462 13,63 Passività direttamente associabili a discontinued operation e ad attività destinate alla vendita 6.702 384 5, 73 2.02630 Giugno 2026 31 Dicembre 2025 (€ milioni) TotaleEntità

correlateIncidenza

% TotaleEntità

correlateIncidenza

%

Continuing operation

Ricavi della gestione caratteristica 42.056 1.645 3,91 35.752 1.005 2,81 Altri ricavi e proventi 673 218 32,39 649 102 15,72 Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi (33.929) (10.072) 29,69 (30.054) (6.868) 22,85 Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti (101) (1) 0,99 (73) (1) 1,37 Costo lavoro (1.582) 9 .. (1.554) 6 ..

Altri proventi (oneri) operativi (321) (168) 52,34 436 (183) ..

Proventi finanziari 3.217 135 4,20 5.359 101 1,88 Oneri finanziari (3.707) (35) 0,94 (5.729) (26) 0,45 Altri proventi (oneri) su partecipazioni 2.146 1 0,05 106 4 3,77

Discontinued operation

Totale ricavi 5.407 233 4,31 5.685 542 9,53 Costi operativi (3.218) (1.316) 40,89 (3.246) (1.413) 43,53 Proventi (oneri) finanziari 7 (81)I semestre 2026 I semestre 2025

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO ALLEGATI RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE

97

I principali flussi finanziari con parti correlate sono indicati nella seguente tabella di sintesi:

L’incidenza dei flussi finanziari con parti correlate è indicata nella seguente tabella di sintesi:

(€ milioni) I semestre 2026 I semestre 2025 Ricavi e proventi 2.096 1.649 Costi e oneri (9.913) (7.192) Altri proventi (oneri) operativi (168) (183) Variazione crediti e debiti commerciali e diversi (229) 691 Interessi 91 63 Flusso di cassa netto da attività operativa (8.123) (4.972) Investimenti in attività materiali e immateriali (1.466) (1.083) Variazione debiti e crediti relativi all’attività di investimento 201 122 Variazione crediti finanziari (102) (294) Flusso di cassa netto da attività di investimento (1.367) (1.255) Variazione debiti finanziari e passività per beni in leasing 67 294 Flusso di cassa netto da attività di finanziamento 67 294 Variazione disponibilità liquide e equivalenti 1 Totale flussi finanziari verso entità correlate (9.423) (5.932) (€ milioni) TotaleEntità

correlateIncidenza

% TotaleEntità

correlateIncidenza

% Flusso di cassa netto da attività operativa 5.697 (8.123) .. 5.902 (4.972) ..

Flusso di cassa netto da attività di investimento (5.654) (1.367) 24,18 (4.405) (1.255) 28,49 Flusso di cassa netto da attività di finanziamento 68 67 98,53 (309) 294 ..I semestre 2026 I semestre 2025

ENI

98 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

33 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti Nel primo semestre 202 6 e nel 2025 non si segnalano eventi e/o operazioni significative non ricorrenti.

34 Posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali Nel primo semestre 202 6 e nel 2025 non si segnalano posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali.

35 Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del semestre A luglio è stato definito un accordo di partnership di lungo termine per la valorizzazione di un portafoglio upstream su base infrastrutturale. È stato sottoscritto un contratto di partnership con AC Europe II SCSp (entità gestita da Ares Credit Management LLC), che prevede un apporto di capitale di $2 m iliardi da parte dello stesso con incasso atteso nel terzo trimestre 2026. AC Europe II SCSp ha ricevuto commitment letter vincolanti in linea con la prassi di mercato da parte di fondi gestiti da Ares Credit Management LLC e di Pacific Investment Management Company LLC - PIMCO che coprono in aggregato l’intero importo dell’investimento .

Attestazione a norma delle disposizioni dell’art. 154 -

bis, comma 5 del D.Lgs. 58/1998 (Testo Unico della

Finanza)

1.I sottoscritti Claudio Descalzi e Francesco Esposito in qualità, rispettivamente, di Amministratore Delegato e di Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari di Eni S.p.A., attestano , tenuto anche conto di quanto previsto dall’art. 154 -bis, commi 3 e 4, del Decreto Legislativo 24 febbraio 1998, n. 58:

•l’adeguatezza in relazione alle caratteristiche dell’impresa e •l’effet tiva applicazione delle procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio consolidato semestr ale abbreviato al 30 giugno 202 6, nel corso del primo semestre 2026.

2.Le procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2026 sono state definite e la valutazione della loro adeguatezza è stata effettuata sulla base delle norme e metodologie definite da Eni in coerenza con il modello Internal Control – Integrated Framework emesso da l Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission che rappresenta un framework di riferimento per il sistema di controllo interno generalmente accettato a livello internazionale.

3.Si attesta, inoltre, che:

3.1 Il bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2026:

a)è redatto in conformità ai principi contabili internazionali applicabili riconosciuti nella Comunità Europea ai sensi del regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002 ;

b)corrisponde a lle risultanze dei libri e delle scritture contabili;

c)è idoneo a fornire una rappresentazione veritiera e corretta della situazione patrimoniale, economica e finanziaria dell’emittente e dell’insieme delle imprese incluse nel consolidamento.

3.2 La relazione intermedia sulla gestione comprende un’analisi attendibile dei riferimenti agli eventi importanti che si sono verificati nei primi sei mesi dell’esercizio e alla loro incidenza sul bilancio consolidato semestrale abbreviato, unitamente a una descrizione de i principali rischi e incertezze per i sei mesi restanti dell’esercizio . La relazione intermedia sulla gestione comprende, altresì, un’analisi attendibile delle informazioni sulle operazioni rilevanti con parti correlate.

28 luglio 2026 /firma/ Claudio Descalzi /firma/ Francesco Esposito Claudio Descalzi Francesc o Esposito Amministratore Delegato Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari 99

Relazione di revisione contabile limitata sul bilancio consolidato semestrale abbreviato Agli Azionisti d i

Eni SpA

Introduzione

Abbiamo svolto la revisione contabile limitata dell’allegato bilancio consolidato semestrale abbreviato, costituito dallo stato patrimoniale, dal conto economico , dal prospetto dell’utile (perdita) complessivo, dal prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto, dal rendiconto finanziario e dalle relative note esplicative d i Eni SpA e controllate (il “Gruppo Eni”) al 30 giugno 2026. Gli a mministratori sono responsabili per la redazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato in conformità al principio contabile IAS 34 emanato dall’International Accounting Standards Board e adottato dall’Unione Europea applicabile per l’informativa finanziaria infrannuale. È nostra la responsabilità di esprimere una conclusione sul bilancio consolidato semestrale abbreviato sulla base della revisione contabile limitata svolta.

Portata della revisi one contabile limitata Il nostro lavoro è stato svolto secondo i criteri per la revisione contabile limitata raccomandati dalla Consob con Delibera 10867/ 1997. La revisione contabile limitata del bilancio consolidato semestrale abbreviato consiste nell’effettuare colloqui, prevalentemente con il personale della società responsabile degli aspetti finanziari e contabili, analisi di bilancio e altre procedure di revisione contabile limitata.

La portata di una revisione contabile limitata è sostanzialmente inferiore rispetto a quella di una revisione contabile completa svolta in conformità ai principi di revisione internazio nali (ISA Italia) e, conseguentemente, non ci consente di avere la sicurezza di essere venuti a conoscenza di tutti i fatti significativi che potrebbero essere identificati con lo svolgimento di una revisione contabile completa.

Pertanto, non esprimiamo un giudizio sul bilancio consolidato semestrale abbreviato. Relazione della S ocietà di Revisione 100

2 di 2

Conclusioni

Sulla base della revisione contabile limitata svolta, non sono pervenuti alla nostra attenzione elementi che ci facciano ritenere che il bilancio consolidato semestrale abbreviato del Gruppo Eni al 30 giugno 2026 non sia stato redatto, in tutti gli aspetti significativi, in conformità al principio contabile IAS 34 emanato dall’International Accounting Standards Board e adottato dall’Unione Europea applicabile per l’informativa finanziaria infrannuale.

Roma , 31 luglio 2026

PricewaterhouseCoopers SpA

Francesco Ronco (Revisore legale) 101

ALLEGATI

AL BILANCIO

CONSOLIDATO

SEMESTRALE

ABBREVIA

TO Partecipazioni di Eni SpA al 30 giugno 2026 Variazioni dell’area di consolidamento verificatesi nel semestre103 104

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE ALLEGATI

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO ALLEGATI 103

PARTECIPAZIONI DI ENI SPA AL 30 GIUGNO 202 6

Al 30 giugno 2026, le imprese di Eni SpA sono così ripartite:

Italia Estero Totale Italia Estero Totale Italia Estero Totale Imprese consolidate con il metodo integrale 63 333 396 Imprese consolidate joint operation 4 6 10 Partecipazioni di imprese consolidate (b) Valutate con il metodo del patrimonio netto 12 51 63 35 88 123 Valutate con il metodo del costo 4 4 5 24 29 Valutate con il metodo del fair value 3 20 23 16 51 67 40 112 152 3 20 23 Partecipazioni di imprese non consolidate Possedute da imprese controllate 4 4 4 4 Possedute da imprese a controllo congiunto 1 35 36 4 4 1 39 40 Totale 79 388 467 45 157 202 3 20 23 (b) Le partecipazioni in imprese controllate valutate con il metodo del patrimonio netto e con il metodo del costo riguardano le imprese non significative.Imprese ControllateImprese a Controllo Congiunto e CollegateAltre partecipazioni

rilevanti(a)

(a) Riguardano le partecipazioni in imprese diverse dalle controllate, controllate congiunte e collegate superiori al 2% o al 10% del capitale, rispettivamente se quotate o non quotate.

ENI

104 ENI RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE 202 6

Variazioni dell'area di consolidamento verificatesi nel semestre

Imprese consolidate con il metodo integrale

IMPRESE INCLUSE (N. 15 )

Acea Energia SpA Roma Plenitude Acquisizione Eni Argentina LNG BV Amsterdam Exploration & Production Sopravvenuta Rilevanza Eni Cardon Holding BV Amsterdam Exploration & Production Sopravvenuta Rilevanza Eni East Ganal BV l'Aja Exploration & Production Sopravvenuta Rilevanza Eni East Sepinggan BV l'Aja Exploration & Production Sopravvenuta Rilevanza Eni Ganal BV l'Aja Exploration & Production Sopravvenuta Rilevanza Eni Industrial Evolution SpA Roma Refining Sopravvenuta Rilevanza Eni Muara Bakau II BV l'Aja Exploration & Production Sopravvenuta Rilevanza Eni North Ganal BV l'Aja Exploration & Production Sopravvenuta Rilevanza Eni Rapak BV l'Aja Exploration & Production Sopravvenuta Rilevanza Eni Uruguay Ltd Londra Exploration & Production Sopravvenuta Rilevanza Eni West Ganal BV l'Aja Exploration & Production Sopravvenuta Rilevanza Pentagas Global Service Srl Segrate (MI) Plenitude Acquisizione Siel Agrisolare Srl Cesena Plenitude Acquisizione del controllo VME Oilfield Chemicals Llc Doha Chimica Sopravvenuta Rilevanza

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE ALLEGATI

BILANCIO CONSOLIDATO

SEMESTRALE ABBREVIATO ALLEGATI

105

IMPRESE ESCLUSE (N. 23)

Imprese consolidate joint operation

IMPRESE ESCLUSE (N. 1)

Eni China BV Amsterdam Exploration & Production Sopravvenuta irrilevanza Eni East Ganal Ltd Londra Exploration & Production Perdita del controllo Eni East Sepinggan Ltd Londra Exploration & Production Perdita del controllo Eni Energy East Ganal BV L'Aja Exploration & Production Perdita del controllo Eni Energy East Sepinggan BV L'Aja Exploration & Production Perdita del controllo Eni Energy Group Holdings Ltd (in liquidazione)Londra Exploration & Production Sopravvenuta irrilevanza Eni Energy Group Ltd (in liquidazione)Londra Exploration & Production Sopravvenuta irrilevanza Eni Energy Group Midco Ltd (in liquidazione)Londra Exploration & Production Sopravvenuta irrilevanza Eni Energy Muara Bakau BV L'Aja Exploration & Production Perdita del controllo Eni Energy North Ganal BV L'Aja Exploration & Production Perdita del controllo Eni Energy West Ganal BV L'Aja Exploration & Production Perdita del controllo Eni Ganal Deepwater Ltd Hamilton Exploration & Production Perdita del controllo Eni Ganal Ltd Londra Exploration & Production Perdita del controllo Eni Isatay BV Amsterdam Exploration & Production Sopravvenuta irrilevanza Eni Muara Bakau BV Amsterdam Exploration & Production Perdita del controllo Eni North Ganal Ltd Londra Exploration & Production Perdita del controllo Eni Plenitude Technical Services Romania Srl Cluj-Napoca Plenitude Cessione Eni Rapak Deepwater Ltd Hamilton Exploration & Production Perdita del controllo Eni Rapak Ltd Londra Exploration & Production Perdita del controllo Eni West Ganal Ltd Londra Exploration & Production Perdita del controllo Export LNG Ltd Hong Kong Exploration & Production Sopravvenuta irrilevanza Versalis Kimya Ticaret Limited Sirketi Instambul Chimica Sopravvenuta irrilevanza Versalis UK Ltd Londra Chimica Sopravvenuta irrilevanza Blue Stream Pipeline Co BV Amsterdam Global Gas & LNG PortfolioModifica degli accordi contrattuali relativi a joint arragement

Eni Sp A Sede L egale Piazzale Enr ico Mat tei, 1 - Roma - Italia Capitale Sociale al 30 giugno 2 026: € 4 .005. 358.876,00 int erament e versato Registr o delle Impr ese di Roma, c odic e fiscale 004 84960588 Partita I VA 00905811006

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