Eni: utili in leggero calo (per il dollaro), aumenta il buyback

Crescita della produzione con barili a elevata redditività e continuità operativa alla base degli eccellenti risultati E&P del IQ
 

• La produzione di petrolio e gas ha registrato nel primo trimestre 2026 una robusta crescita del 9% trainata dall’entrata a regime di giacimenti in produzione in Africa occidentale e Norvegia, dagli avvii produttivi in Angola e grazie all’andamento regolare della base produttiva, con trascurabili impatti dalle interruzioni in Medio Oriente.
• Eccellenti risultati per l’esplorazione con circa 1 mld di boe di nuove risorse, grazie alle scoperte in Angola, Costa d’Avorio, Libia e in aprile alla scoperta a gas nell’offshore dell’Egitto e a seguire alla rilevante scoperta a gas e condensati di Geliga nell’offshore dell’Indonesia.
• Previsto nel secondo trimestre l’avvio della JV con Petronas nel settore del GNL in Indonesia/Malesia, che valorizzerà l’enorme potenziale esplorativo Eni nel bacino del Kutei aprendo una nuova fase di crescita e di generazione di valore.
• Conseguita la decisione finale di investimento per due progetti a gas fondamentali – il South Hub e il North Hub – nell’offshore dell’East Kalimantan, appena diciotto mesi dopo l’approvazione del piano di sviluppo avvenuta nel 2024, confermando l’efficacia del modello di sviluppo accelerato di Eni.
• Ottenuti due importanti avvii produttivi dal satellite Eni Azule Energy con la prima consegna di gas del campo Quiluma parte del “New Gas Consortium” e la piena produzione del campo Ndungu nell’ambito dell’Agogo Integrated West Hub Project, nell’area occidentale del blocco 15/06 nell’offshore angolano.
• Conseguito un primo obiettivo per lo sviluppo del giacimento a gas Coral Norte (Mozambico) con il varo dello scafo dell’unità di produzione galleggiante di GNL che opererà la produzione.
• Assegnata a Eni la licenza esplorativa O1 nell’offshore della Libia a seguito di una gara competitiva “2025 open licensing round” svolta dalla società di Stato NOC, dell’estensione di 29 mila km2 nella prolifica Sirte Oil & Gas Province.
   

I satelliti della transizione garantiscono stabilità dei risultati e crescita
 

• I due satelliti della transizione hanno generato un EBITDA proforma adjusted di circa €0,5 mld nel primo trimestre 2026.
• Enilive è impegnata nella realizzazione di progetti di bioraffinazione per un incremento di capacità di circa 2 mln di tonnellate, con progetti in Italia e nel sud‑est asiatico, che più che raddoppiano l’attuale capacità e rappresentano oltre il 50% del volume necessario per raggiungere l’obiettivo 2030 di 5 mln di tonnellate.
• Prese le decisioni finali di investimento per la conversione in bioraffineria di una parte dell’hub di Sannazzaro, operazione che si avvarrà di un finanziamento BEI da €500 mln, e per la costruzione di una nuova bioraffineria presso l’hub petrolchimico di Priolo in JV con Q8.
• Plenitude ha raggiunto circa 6 GW di capacità rinnovabile installata e grazie al perfezionamento dell’acquisizione di Acea Energia ha traguardato 11 mln di clienti.
   

Ottimizzazione del profilo rischio‑rendimento del portafoglio grazie ai satelliti e al modello dual exploration
 

• Annunciata la riorganizzazione della struttura azionaria di Plenitude come entità a controllo congiunto con Ares sulla base di un aumento di capitale non proporzionale di €1,5 mld e del mantenimento da parte di Eni di circa il 65% delle azioni. Il prospettato deconsolidamento incrementerà l’opzionalità di crescita della società.
• Il nuovo satellite upstream nel settore gas e GNL del sud-est asiatico realizzerà un piano di sviluppo di ampia portata, interamente autofinanziato, per raggiungere l’obiettivo di un plateau produttivo sostenibile di lungo termine di 500 mila boe/g.
• Cessione a Socar di un ulteriore quota del 10% nel giacimento Baleine in linea con il nostro modello dual exploration.
   

Solidi risultati del IQ ‘26 trainati dalla crescita dei volumi, dalla disciplina nei costi e da migliori prezzi di realizzo. Struttura patrimoniale solida, con un gearing proforma al 15%; remunerazione degli azionisti pari a €1 mld.

 

• EBIT proforma adjusted del trimestre di €3,54 mld grazie alla solida performance della E&P e ai risultati stabili di GGP e dei satelliti della transizione. Utile netto adjusted di €1,3 mld con tax rate del 42,2% (47% nel trimestre 2025). Risultati in crescita del 23% a livello di utile operativo su base sequenziale, mentre il confronto rispetto all’anno precedente è stato influenzato da effetti cambio sfavorevoli (apprezzamento EUR/USD dell’11%) e da proventi one‑off registrati nel 2025.
  • E&P: EBIT proforma adjusted di €3,36 mld (in aumento del 20% su base sequenziale, pressoché invariato rispetto al trimestre di confronto) sostenuto dall’impatto favorevole volume/mix, dalle iniziative di efficienza e dai maggiori prezzi di realizzo dell’olio, nonostante l’effetto cambio.
  • GGP e Power: EBIT proforma adjusted di €0,33 mld, con risultati GGP in linea rispetto all’anno precedente, grazie alla continua ottimizzazione del portafoglio di asset, mentre il Power risente di eventi non ricorrenti del IQ 2025.
  • Enilive: EBIT proforma adjusted di €0,14 mld, in crescita del 45% rispetto all’anno precedente grazie alla performance della bioraffinazione sostenuta dallo scenario favorevole. Plenitude: EBIT proforma adjusted di €0,21 mld impattato dallo scenario sfavorevole (in calo del 12% rispetto al trimestre di confronto).
  • Refining: perdita proforma adjusted di circa €0,05 mld in miglioramento rispetto al 2025 grazie alla ripresa dei margini dei prodotti, i cui effetti sono stati in parte compensati dalle minori lavorazioni. La Chimica evidenzia una ripresa grazie al processo di ristrutturazione in corso e alle chiusure di impianti dello scorso anno (perdita ridotta del 35% a circa €0,16 mld).
• Il flusso di cassa adjusted prima del capitale circolante è stato di €2,88 mld, finanziando investimenti organici di €1,9 mld. I ritorni di cassa agli azionisti pari a €1 mld, includono la terza tranche del dividendo 2025 (€0,77 mld) e il completamento del programma di riacquisto di azioni proprie (€0,3 mld). L’indebitamento finanziario netto si attesta a €10,8 mld, con un rapporto di gearing del 15% su base proforma in linea con il range obiettivo (10%-15%).

Eni conferma le prospettive di crescita operativa sostenuta e di generazione di flussi di cassa, con una partecipazione significativa all’upside da parte degli azionisti.

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

• crescita attesa della produzione oil&gas underlying tra il 3-4%;
• EBIT proforma adjusted di GGP pari a circa €1,3 mld, +30% rispetto alle previsioni iniziali;
• Enilive e Plenitude: EBITDA proforma adjusted intorno a €1,1 mld e a €1,3 mld, rispettivamente;
• capacità rinnovabile installata a fine esercizio pari a 6,5 GW (Plenitude al 100%); capacità di bioraffinazione pari a 2,1 MTPA, cui si aggiungono 2 MTPA in costruzione (quota Enilive).
   

Per i risultati consolidati, il Gruppo prevede:
 

• un CFFO adjusted pari a €13,8 mld, a fronte di uno scenario aggiornato Brent pari a 83 $/barile, margine di raffinazione SERM pari a 8 $/barile e prezzo del gas TTF pari a 50 €/MWh, al cambio EUR/USD di 1,15, evidenziando un miglioramento rispetto alle sensitivity del Gruppo (€0,11 mld e €0,09 mld per ogni variazione di un dollaro del prezzo del Brent e del margine SERM rispettivamente; €0,03 mld per ogni variazione di un €/MWh del prezzo spot del gas europeo);
• capex lordi e netti confermati pari a €7 mld e €5 mld, rispettivamente;
• gearing atteso al limite inferiore del range previsto del 10-15%. 
   

Remunerazione degli azionisti:
 

• confermata la previsione dividendo 2026 pari a €1,1 per azione (in aumento del 5% rispetto al 2025);
• sulla base della revisione dello scenario e dell’aggiornata previsione del CFFO, in linea con la politica di distribuzione, il 60% dell’upside rispetto al budget (che prevedeva un cash flow di €11,5 mld) sarà destinato alla remunerazione degli azionisti sotto forma di ulteriore buyback, fino a un prezzo del Brent pari a 90 $/barile; ciò si traduce in un piano di riacquisto di azioni proprie incrementato di circa il 90% a €2,8 mld, rispetto a una previsione iniziale di €1,5 mld;
• in caso di scenario superiore a 90 $/barile, o con un incremento superiore al 50% dei prezzi del gas o dei margini di raffinazione previsti, il 100% dell’upside del CFFO sarà distribuito come dividendo straordinario nell’ultimo trimestre.