Eni se hunde un 52% en el beneficio del cuarto trimestre
El cierre de 2025 deja una fotografía incómoda para Eni S.p.A.: el beneficio neto del cuarto trimestre se desploma un 52 %, hasta 137 millones de euros, en un contexto de menor brillo para el negocio energético tradicional. Las ventas procedentes de operaciones caen un 12 %, hasta 20.600 millones, y los ingresos totales se reducen a 21.000 millones, también un 12 % menos que un año antes.
Sin embargo, bajo esa superficie hay matices relevantes: el resultado operativo pasa a un beneficio de 176 millones frente a las pérdidas operativas de 373 millones del mismo periodo del año anterior. La otra cara de la moneda está en la retribución al accionista: el beneficio por acción diluido del trimestre se desploma un 83 %, hasta apenas 0,01 euros.
En el conjunto de 2025, el grupo logra contener el daño: el beneficio neto atribuible a los accionistas se sitúa en 2.700 millones de euros, apenas un 0,2 % menos que en 2024, con un BPA de 0,78 euros (-1,2 %).
El contraste entre un trimestre débil y un año casi plano plantea una pregunta clave para el mercado: ¿es solo un tropiezo puntual o la señal de una rentabilidad estructuralmente más baja para la petrolera italiana?
Un trimestre débil que pesa más de lo que parece
Sobre el papel, 137 millones de beneficio neto pueden parecer una cifra modesta para un gigante energético como Eni. Pero lo relevante es la comparación: un recorte del 52 % frente al mismo trimestre del año anterior revela un deterioro brusco en la parte final del ejercicio. Además, ese resultado trimestral representa apenas en torno al 5 % del beneficio que el grupo declara en todo 2025, subrayando hasta qué punto el cuarto trimestre ha sido el punto débil del año.
La caída del 12 % en ingresos hasta los 21.000 millones de euros confirma que el golpe no es solo contable: hay menos tracción comercial en el negocio subyacente. En un sector tan cíclico como el petróleo y el gas, la recta final del ejercicio queda muy condicionada por la volatilidad de las materias primas y por la demanda invernal de gas en Europa.
Lo más llamativo es que el bache se produce pese al giro positivo en el resultado operativo, que pasa de fuertes pérdidas a un beneficio moderado. El mensaje implícito es claro: Eni contiene mejor costes y provisiones, pero la presión sobre ingresos y márgenes ha sido lo suficientemente intensa como para hundir el beneficio que finalmente llega al accionista.
La factura de la normalización energética
El desplome del beneficio en el cuarto trimestre debe leerse en un contexto más amplio: el de la normalización del ciclo energético tras los años de beneficios extraordinarios vinculados al shock de precios del gas y del crudo. A medida que los precios mayoristas se moderan y la demanda se estabiliza, los márgenes excepcionales se evaporan y afloran las tensiones estructurales de las grandes petroleras europeas.
En ese escenario, un recorte del 12 % en ventas refleja no solo menores precios, sino también una menor contribución de actividades como el trading y el gas natural licuado, que durante la crisis actuaron como motor de resultados. Esta vez, el viento de cola ha sido más débil y el ajuste se traslada directamente a la línea de ingresos.
El diagnóstico de fondo en el sector es nítido: las grandes petroleras han dejado atrás la fase de beneficios récord y avanzan hacia una rentabilidad más discreta, además de más expuesta a la regulación climática y a la presión inversora para acelerar la transición energética. En este nuevo equilibrio, cualquier tropiezo trimestral se convierte en una prueba inmediata de la solidez de la estrategia a medio plazo.
Márgenes bajo presión pero giro en el resultado operativo
Pese al desplome del beneficio neto, uno de los datos menos negativos es el giro en el resultado operativo: pasa a un beneficio de 176 millones de euros frente a una pérdida de 373 millones un año antes. El salto es significativo: una mejora superior a 500 millones en la capacidad del grupo para generar rentabilidad antes de gastos financieros e impuestos.
Ese cambio apunta a una gestión más disciplinada de costes, un menor impacto de deterioros de activos y una cierta normalización en las provisiones vinculadas a proyectos y litigios. En otras palabras, la maquinaria interna funciona mejor que en el ejercicio anterior, incluso con un entorno de precios menos favorable.
La paradoja es que esa mejora operativa no se traduce en un beneficio neto robusto. El mercado lo leerá como una erosión “entre líneas”: más impuestos, impacto de minoritarios, costes financieros y/o extraordinarios que diluyen el resultado final. El desenlace es un BPA trimestral de 0,01 euros, casi simbólico, que deja al inversor con la sensación de que buena parte del esfuerzo operativo se disipa antes de aterrizar en el accionista.
La consecuencia es directa: Eni tendrá que demostrar en los próximos trimestres que este giro operativo no es un espejismo, sino el inicio de una rentabilidad más estable y menos dependiente de picos de materias primas.
Un año casi plano que salva la foto global
Si se amplía el foco al conjunto de 2025, la imagen es menos dramática. El beneficio neto atribuible a los accionistas se sitúa en 2.700 millones de euros, apenas un 0,2 % por debajo de 2024. El beneficio por acción diluido, en 0,78 euros (-1,2 %), apunta a una estabilidad relativa en la capacidad de generación de beneficio anual.
Este contraste entre un trimestre flojo y un año casi plano sugiere que las tensiones se concentran en la recta final del ejercicio, más que en un deterioro lineal durante todo el año. Pero la señal que recibe el mercado sigue siendo incómoda: si el último tramo marca tendencia, 2026 podría arrancar con un perfil de rentabilidad más débil.
Para la dirección, el reto será explicar si el cuarto trimestre responde a factores puntuales —ajustes contables, estacionalidad o volatilidad de precios— o si anticipa un entorno estructuralmente menos rentable. En el primer caso, el daño en valoración podría ser acotado; en el segundo, los inversores exigirán recalibrar expectativas de crecimiento, dividendo y recompras.
El espejo de los otros gigantes europeos
Aunque las cifras de Eni son específicas de la compañía, el patrón de fondo no es ajeno al resto de grandes petroleras europeas. Los grupos integrados del continente comparten el mismo dilema: sostener beneficios razonables con precios más moderados y políticas climáticas cada vez más exigentes.
El contraste con otros gigantes del sector importa porque marca el listón de resiliencia. Mientras algunas petroleras refuerzan su apuesta por el gas y retrasan parte de sus inversiones en renovables, otras avanzan con más decisión hacia electricidad y redes, asumiendo en ocasiones menor rentabilidad a corto plazo. La posición de Eni, a medio camino entre ambas estrategias, la coloca bajo un escrutinio más severo.
En este entorno, un trimestre tan débil como el último de 2025 intensifica las comparaciones. Si competidores directos mantienen márgenes más robustos con caídas similares de ingresos, el mercado interpretará que la estructura de costes y el mix de negocio de Eni son menos resistentes de lo que deberían. El margen de error se estrecha.
Dividendo, inversión y transición energética en el punto de mira
Más allá de las cifras, el examen real pasa por la capacidad de Eni para sostener dividendo, inversión y transición energética a la vez. Con un beneficio neto anual de 2.700 millones, el grupo mantiene munición para retribuir al accionista, pero el margen para elevar agresivamente el pay-out se reduce si la normalización de márgenes se consolida.
La compañía necesita financiar exploración y producción, mantener infraestructuras críticas y, al mismo tiempo, destinar recursos crecientes a negocios bajos en carbono. Cada euro que se pierde por la caída del beneficio complica esa ecuación. Un BPA anual de 0,78 euros deja espacio para un dividendo razonable, pero obliga a priorizar con más dureza el gasto y el calendario de inversión.
Aquí emerge el riesgo estratégico: si el mercado percibe que Eni recorta demasiada inversión para proteger el dividendo a corto plazo, penalizará el valor por menor visibilidad de crecimiento. Si, por el contrario, reduce retribución para acelerar la transición, el castigo puede ser inmediato en bolsa. Ese equilibrio marcará la narrativa del valor en los próximos trimestres.
Riesgos para 2026: precios, regulación y geopolítica
Mirando a 2026, el panorama sigue cargado de incertidumbres. La primera es la evolución del crudo y el gas: una corrección adicional presionaría márgenes, mientras que un repunte brusco reabriría el debate político sobre beneficios extraordinarios y nuevos impuestos.
La segunda gran incógnita es regulatoria. Europa avanza hacia objetivos de descarbonización más exigentes, con impacto directo en el coste de capital, en la rentabilidad de proyectos fósiles y en la necesidad de acelerar inversiones en renovables, hidrógeno o captura de CO₂. Para una compañía con raíces profundas en gas y petróleo, ese giro regulatorio implica más complejidad y menos visibilidad.
El tercer vector es geopolítico. Exposición a mercados inestables, renegociación de contratos de gas a largo plazo y posibles cambios en regímenes fiscales en países productores pueden alterar de forma abrupta los flujos de caja. Con un cuarto trimestre tan débil como cierre de 2025, Eni entra en el nuevo ejercicio con menos colchón y con el mercado más sensible a cualquier señal de erosión estructural.
El cierre de 2025 deja una fotografía incómoda para Eni S.p.A.: el beneficio neto del cuarto trimestre se desploma un 52 %, hasta 137 millones de euros, en un contexto de menor brillo para el negocio energético tradicional. Las ventas procedentes de operaciones caen un 12 %, hasta 20.600 millones, y los ingresos totales se reducen a 21.000 millones, también un 12 % menos que un año antes.
Sin embargo, bajo esa superficie hay matices relevantes: el resultado operativo pasa a un beneficio de 176 millones frente a las pérdidas operativas de 373 millones del mismo periodo del año anterior. La otra cara de la moneda está en la retribución al accionista: el beneficio por acción diluido del trimestre se desploma un 83 %, hasta apenas 0,01 euros.
En el conjunto de 2025, el grupo logra contener el daño: el beneficio neto atribuible a los accionistas se sitúa en 2.700 millones de euros, apenas un 0,2 % menos que en 2024, con un BPA de 0,78 euros (-1,2 %).
El contraste entre un trimestre débil y un año casi plano plantea una pregunta clave para el mercado: ¿es solo un tropiezo puntual o la señal de una rentabilidad estructuralmente más baja para la petrolera italiana?
Un trimestre débil que pesa más de lo que parece
Sobre el papel, 137 millones de beneficio neto pueden parecer una cifra modesta para un gigante energético como Eni. Pero lo relevante es la comparación: un recorte del 52 % frente al mismo trimestre del año anterior revela un deterioro brusco en la parte final del ejercicio. Además, ese resultado trimestral representa apenas en torno al 5 % del beneficio que el grupo declara en todo 2025, subrayando hasta qué punto el cuarto trimestre ha sido el punto débil del año.
La caída del 12 % en ingresos hasta los 21.000 millones de euros confirma que el golpe no es solo contable: hay menos tracción comercial en el negocio subyacente. En un sector tan cíclico como el petróleo y el gas, la recta final del ejercicio queda muy condicionada por la volatilidad de las materias primas y por la demanda invernal de gas en Europa.
Lo más llamativo es que el bache se produce pese al giro positivo en el resultado operativo, que pasa de fuertes pérdidas a un beneficio moderado. El mensaje implícito es claro: Eni contiene mejor costes y provisiones, pero la presión sobre ingresos y márgenes ha sido lo suficientemente intensa como para hundir el beneficio que finalmente llega al accionista.
La factura de la normalización energética
El desplome del beneficio en el cuarto trimestre debe leerse en un contexto más amplio: el de la normalización del ciclo energético tras los años de beneficios extraordinarios vinculados al shock de precios del gas y del crudo. A medida que los precios mayoristas se moderan y la demanda se estabiliza, los márgenes excepcionales se evaporan y afloran las tensiones estructurales de las grandes petroleras europeas.
En ese escenario, un recorte del 12 % en ventas refleja no solo menores precios, sino también una menor contribución de actividades como el trading y el gas natural licuado, que durante la crisis actuaron como motor de resultados. Esta vez, el viento de cola ha sido más débil y el ajuste se traslada directamente a la línea de ingresos.
El diagnóstico de fondo en el sector es nítido: las grandes petroleras han dejado atrás la fase de beneficios récord y avanzan hacia una rentabilidad más discreta, además de más expuesta a la regulación climática y a la presión inversora para acelerar la transición energética. En este nuevo equilibrio, cualquier tropiezo trimestral se convierte en una prueba inmediata de la solidez de la estrategia a medio plazo.
Márgenes bajo presión pero giro en el resultado operativo
Pese al desplome del beneficio neto, uno de los datos menos negativos es el giro en el resultado operativo: pasa a un beneficio de 176 millones de euros frente a una pérdida de 373 millones un año antes. El salto es significativo: una mejora superior a 500 millones en la capacidad del grupo para generar rentabilidad antes de gastos financieros e impuestos.
Ese cambio apunta a una gestión más disciplinada de costes, un menor impacto de deterioros de activos y una cierta normalización en las provisiones vinculadas a proyectos y litigios. En otras palabras, la maquinaria interna funciona mejor que en el ejercicio anterior, incluso con un entorno de precios menos favorable.
La paradoja es que esa mejora operativa no se traduce en un beneficio neto robusto. El mercado lo leerá como una erosión “entre líneas”: más impuestos, impacto de minoritarios, costes financieros y/o extraordinarios que diluyen el resultado final. El desenlace es un BPA trimestral de 0,01 euros, casi simbólico, que deja al inversor con la sensación de que buena parte del esfuerzo operativo se disipa antes de aterrizar en el accionista.
La consecuencia es directa: Eni tendrá que demostrar en los próximos trimestres que este giro operativo no es un espejismo, sino el inicio de una rentabilidad más estable y menos dependiente de picos de materias primas.
Un año casi plano que salva la foto global
Si se amplía el foco al conjunto de 2025, la imagen es menos dramática. El beneficio neto atribuible a los accionistas se sitúa en 2.700 millones de euros, apenas un 0,2 % por debajo de 2024. El beneficio por acción diluido, en 0,78 euros (-1,2 %), apunta a una estabilidad relativa en la capacidad de generación de beneficio anual.
Este contraste entre un trimestre flojo y un año casi plano sugiere que las tensiones se concentran en la recta final del ejercicio, más que en un deterioro lineal durante todo el año. Pero la señal que recibe el mercado sigue siendo incómoda: si el último tramo marca tendencia, 2026 podría arrancar con un perfil de rentabilidad más débil.
Para la dirección, el reto será explicar si el cuarto trimestre responde a factores puntuales —ajustes contables, estacionalidad o volatilidad de precios— o si anticipa un entorno estructuralmente menos rentable. En el primer caso, el daño en valoración podría ser acotado; en el segundo, los inversores exigirán recalibrar expectativas de crecimiento, dividendo y recompras.
El espejo de los otros gigantes europeos
Aunque las cifras de Eni son específicas de la compañía, el patrón de fondo no es ajeno al resto de grandes petroleras europeas. Los grupos integrados del continente comparten el mismo dilema: sostener beneficios razonables con precios más moderados y políticas climáticas cada vez más exigentes.
El contraste con otros gigantes del sector importa porque marca el listón de resiliencia. Mientras algunas petroleras refuerzan su apuesta por el gas y retrasan parte de sus inversiones en renovables, otras avanzan con más decisión hacia electricidad y redes, asumiendo en ocasiones menor rentabilidad a corto plazo. La posición de Eni, a medio camino entre ambas estrategias, la coloca bajo un escrutinio más severo.
En este entorno, un trimestre tan débil como el último de 2025 intensifica las comparaciones. Si competidores directos mantienen márgenes más robustos con caídas similares de ingresos, el mercado interpretará que la estructura de costes y el mix de negocio de Eni son menos resistentes de lo que deberían. El margen de error se estrecha.
Dividendo, inversión y transición energética en el punto de mira
Más allá de las cifras, el examen real pasa por la capacidad de Eni para sostener dividendo, inversión y transición energética a la vez. Con un beneficio neto anual de 2.700 millones, el grupo mantiene munición para retribuir al accionista, pero el margen para elevar agresivamente el pay-out se reduce si la normalización de márgenes se consolida.
La compañía necesita financiar exploración y producción, mantener infraestructuras críticas y, al mismo tiempo, destinar recursos crecientes a negocios bajos en carbono. Cada euro que se pierde por la caída del beneficio complica esa ecuación. Un BPA anual de 0,78 euros deja espacio para un dividendo razonable, pero obliga a priorizar con más dureza el gasto y el calendario de inversión.
Aquí emerge el riesgo estratégico: si el mercado percibe que Eni recorta demasiada inversión para proteger el dividendo a corto plazo, penalizará el valor por menor visibilidad de crecimiento. Si, por el contrario, reduce retribución para acelerar la transición, el castigo puede ser inmediato en bolsa. Ese equilibrio marcará la narrativa del valor en los próximos trimestres.
Riesgos para 2026: precios, regulación y geopolítica
Mirando a 2026, el panorama sigue cargado de incertidumbres. La primera es la evolución del crudo y el gas: una corrección adicional presionaría márgenes, mientras que un repunte brusco reabriría el debate político sobre beneficios extraordinarios y nuevos impuestos.
La segunda gran incógnita es regulatoria. Europa avanza hacia objetivos de descarbonización más exigentes, con impacto directo en el coste de capital, en la rentabilidad de proyectos fósiles y en la necesidad de acelerar inversiones en renovables, hidrógeno o captura de CO₂. Para una compañía con raíces profundas en gas y petróleo, ese giro regulatorio implica más complejidad y menos visibilidad.
El tercer vector es geopolítico. Exposición a mercados inestables, renegociación de contratos de gas a largo plazo y posibles cambios en regímenes fiscales en países productores pueden alterar de forma abrupta los flujos de caja. Con un cuarto trimestre tan débil como cierre de 2025, Eni entra en el nuevo ejercicio con menos colchón y con el mercado más sensible a cualquier señal de erosión estructural.