I conti dei nove mesi 2026 spingono il flusso di cassa a 16,5 miliardi e portano il debito al minimo storico del 9%, premiando gli azionisti.
I risultati operativi e finanziari del terzo trimestre 2026 migliorano ulteriormente le prospettive per l’esercizio 2026 di Eni, con un debito ai minimi storici e una maggiore remunerazione degli azionisti attraverso un dividendo straordinario e un incremento del buyback. A trainare la performance sono stati gli eccellenti riscontri industriali registrati nei nove mesi e il miglioramento delle stime sui flussi di cassa annuali, attesi a 16,5 miliardi di euro, che riflettono la solidità della strategia societaria, l’attenzione alla fase esecutiva e la selettività degli investimenti.
Su queste basi, il Consiglio di Amministrazione riunitosi a Roma sotto la presidenza di Giuseppina Di Foggia ha deliberato l’assegnazione a dicembre di una cedola straordinaria di 0,46 euro per azione, pari a un monte complessivo di circa 1,3 miliardi di euro, disponendo contestualmente un rialzo del 12% per il piano di riacquisto di azioni proprie, che raggiunge quota 3,8 miliardi di euro. Il bilancio trimestrale evidenzia una crescita organica del 7% nella produzione Exploration & Production, attestata a 1,83 milioni di barili di olio equivalente al giorno (boe/g), sostenuta dalle nuove attività, dal consolidamento della joint venture Searah, dal deconsolidamento strategico di Plenitude e dalla tenuta patrimoniale sintetizzata da un gearing proforma sceso al livello record del 9%.
LE PAROLE DELL’AMMINISTRATORE DELEGATO CLAUDIO DESCALZI
A margine dell’approvazione dei conti, l’amministratore delegato Claudio Descalzi ha commentato: “Gli eccellenti risultati conseguiti nel terzo trimestre derivano dalla forza del nostro modello operativo e dai selettivi investimenti nel nostro portafoglio ampiamente diversificato di asset competitivi. Grazie alla forza dei fondamentali, alle prospettive di crescita in continuo miglioramento e alla performance finanziaria storicamente solida, siamo ben posizionati per continuare ad assicurare ai nostri clienti forniture energetiche sostenibili, sicure e sempre più decarbonizzate. Nel terzo trimestre, E&P ha conseguito nuovamente una straordinaria crescita della produzione organica, pari al 7%, che riflette l’avvio di nuovi progetti, la piena operatività dei nostri asset e i benefici derivanti dall’avvio della JV Searah nel Sud-est asiatico. Nel corso del trimestre abbiamo accelerato una serie di iniziative rilevanti in Sud America, Africa e Sud-est asiatico, che sosterranno la crescita e la generazione di cassa per gli anni a venire. Infine, grazie alle nostre eccellenti attività di esplorazione, quest’anno abbiamo scoperto 1,23 mld di barili di nuove risorse di idrocarburi, un risultato ampiamente superiore al nostro obiettivo di budget, riducendo al contempo i costi di esplorazione. Oltre alla crescita nell’upstream e ai risultati stabili nelle nostre attività gas, power e nella raffinazione, stiamo conseguendo performance superiori alle nostre aspettative nei business della transizione, che contribuiscono sempre di più alla diversificazione degli utili del Gruppo. L’aumento di capitale e la nuova governance di Plenitude consentiranno a questa Società satellite di crescere in modo autofinanziato, mitigando l’esposizione del Gruppo. Grazie ai nostri business strategici, all’esecuzione industriale e all’ampia opzionalità a nostra disposizione, siamo in grado di generare flussi di cassa solidi e ricorrenti in diverse condizioni di mercato. Sulla base dei nostri fondamentali, delle prospettive di generazione di cassa per l’intero esercizio 2026, con un gearing ai minimi storici, aumentiamo ulteriormente la distribuzione con un dividendo straordinario di €0,46 per azione pagato nel quarto trimestre e incrementiamo nuovamente il buyback a €3,8 mld, evidenziando il nostro impegno a condividere la crescita con gli azionisti.”
LE PREVISIONI DELL’OUTLOOK 2026 E I TARGET INDUSTRIALI
L’esercizio in corso si prospetta superiore alle stime di budget in virtù di uno scenario delle materie prime particolarmente favorevole. Per quanto riguarda le divisioni industriali, le previsioni per il 2026 indicano una revisione al rialzo della produzione oil&gas su base omogenea compresa tra il 6% e il 7%.
L’EBIT proforma adjusted di Gas & Global Power (GGP) è stato incrementato a circa 1,5 miliardi di euro, segnando un +50% rispetto alle stime di partenza. In progresso anche i business della transizione: l’EBITDA proforma adjusted di Enilive sale del 30% rispetto alle attese iniziali toccando 1,4 miliardi di euro, mentre quello di Plenitude è previsto a circa 1,2 miliardi di euro. Sul piano della capacità installata, Plenitude punta a raggiungere 6,5 GW di rinnovabili a fine esercizio con ulteriori 1,2 GW in costruzione (computati al 100%), mentre Enilive conta su 1,65 milioni di tonnellate annue (MTPA) di capacità di bioraffinazione, a cui si aggiungono 0,5 MTPA con completamento meccanico entro l’anno e 1,5 MTPA in fase di sviluppo.
A livello di gruppo, il flusso di cassa operativo adjusted (CFFO) è rivisto a 16,5 miliardi di euro — con un miglioramento gestionale di 1,2 miliardi rispetto alla guidance iniziale —, i capex lordi restano fermi a 7 miliardi (con investimenti netti sotto i 4,5 miliardi) e il gearing proforma è stimato al limite inferiore della forchetta 10-15%. La remunerazione degli azionisti si arricchisce così del dividendo straordinario da 0,46 euro (in pagamento il 9 dicembre), del buyback a 3,8 miliardi — quasi triplicato rispetto agli 1,5 miliardi previsti in origine e allineato alla formula che distribuisce il 60% dell’extra CFFO oltre il budget di 11,5 miliardi fino a un Brent a 90 dollari al barile — e della conferma del dividendo ordinario 2026 a 1,1 euro per azione (+5% sul 2025).
I CONTI ECONOMICI DEL TERZO TRIMESTRE E LA REDDITIVITÀ DEI SETTORI
Nel terzo trimestre 2026 i dati contabili evidenziano un EBIT proforma adjusted di Gruppo pari a 6 miliardi di euro, raddoppiato su base annua (+12% rispetto al trimestre precedente), e un utile netto adjusted più che raddoppiato a 2,8 miliardi di euro. Il settore E&P traina i ricavi con un EBIT proforma adjusted di 4,63 miliardi di euro (+76% sul periodo di confronto), grazie all’incremento dei volumi e al mix di vendita.
La divisione GGP and Power genera un EBIT di 0,45 miliardi di euro, di cui 0,41 miliardi ascrivibili a GGP (+46%). L’area della transizione vede Enilive a 0,41 miliardi di EBIT (+80%) spinta dai margini di bioraffinazione, e Plenitude a 0,19 miliardi (+95%) grazie alle rinnovabili; congiuntamente, le due società hanno realizzato nei primi nove mesi un EBITDA adjusted di 1,8 miliardi (+20%).
Nel Refining l’EBIT sale a 0,73 miliardi per l’alto utilizzo degli impianti, pur frenato dai rincari dei noli e dal restringimento dei differenziali tra greggi, mentre la chimica di Versalis accusa una perdita di 0,18 miliardi dovuta alla contrazione dei margini, pur beneficiando del piano di ristrutturazione e avviando la riconversione energetica nei poli di Brindisi e Priolo. Il trimestre si chiude con un flusso di cassa adjusted prima del circolante a 4,29 miliardi, investimenti organici per 1,3 miliardi, 1,9 miliardi distribuiti agli azionisti e un debito finanziario netto fermo a 6,7 miliardi di euro.
LE OPERAZIONI STRATEGICHE SUL PORTAFOGLIO INTERNAZIONALE
Il terzo trimestre ha visto l’attuazione di rilevanti manovre societarie e concessorie. In America Latina, Eni ha siglato accordi in Venezuela con PDVSA per il rilancio del mega-giacimento Junin 5 e per l’export di gas da Perla (accedendo a 5,5 miliardi di boe di risorse), ha presentato con YPF e XRG istanza per il regime RIGI sul progetto GNL da 12 MTPA in Argentina in vista della decisione finale di investimento, ed è entrata nell’offshore dell’Uruguay con un accordo di farm-in.
In Indonesia, il gruppo ha ottenuto il blocco Sapukala (100%) nel bacino di Kutei e ha concordato con Pertamina e Medco la cessione di una quota del 10% in due portafogli gas locali comprendenti le scoperte Northern, Southern e Geliga. Sul fronte della valorizzazione degli asset secondo la logica del dual exploration e dell’ottimizzazione del capitale, è stata completata la vendita a SOCAR del 10% nel giacimento Baleine, è stata incassata una quota di 1,8 miliardi di euro da investitori di private equity per un portafoglio infrastrutturale E&P ed è stato perfezionato l’accordo con Ares che ha ridotto la partecipazione in Plenitude dal 70% al 65% tramite aumento di capitale, determinandone il deconsolidamento congiunto dal bilancio consolidato a fine settembre 2026.
