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Eni ha chiuso il primo trimestre 2026 annunciando un forte incremento del buyback, che quasi raddoppia (+ 90%). È l’effetto del rialzo delle stime del flusso di cassa operativo, rivisto al rialzo alla luce dello scenario geopolitico e atteso in crescita del 20% rispetto alla previsione iniziale, a 13,8 miliardi su base annua.
«In coerenza con la politica di distribuzione, che prevede la condivisione dell’upside con i nostri azionisti, il piano di riacquisto delle azioni proprie è incrementato di circa 90% a 2,8 miliardi di euro». Lo scenario di riferimento aggiornato ipotizza un Brent a 83 dollari al barile, un prezzo del gas al Ttf a 50 euro/Mwh e un cambio euro/dollaro a 1,15.
Il dividendo 2026 è confermato a 1,10 euro per azione, in crescita del 5% rispetto all’esercizio precedente. Eni ricorda anche che, qualora il Brent superasse i 90 dollari/barile o si registrassero rialzi significativi del gas o dei margini di raffinazione, il 100% dell’ulteriore upside verrebbe distribuito come dividendo straordinario nell’ultimo trimestre, come era stato annunciato in occasione dell’aggiornamento del piano industriale (qui i dettagli).
Il primo trimestre si caratterizza anche per l’aumento della produzione (+ 9%) a 1,8 milioni di barili equivalenti al giorno, con nuove scoperte per circa un miliardo di barili. Tra le scoperte più rilevanti spicca il giacimento di Geliga nell’offshore indonesiano, con stime preliminari di circa 140 miliardi di metri cubi di gas e 300 milioni di barili di condensati. Significative anche le scoperte in Angola, Costa d’Avorio, Libia ed Egitto. Nel trimestre sono state inoltre raggiunte le decisioni finali di investimento per i progetti gas South Hub e North Hub in Indonesia, a 18 mesi dall’approvazione dei piani di sviluppo. Nel Paese asiatico Eni è in dirittura di arrivo per il lancio della joint venture paritetica con il gruppo Petronas.
I numeri, comunicati venerdì 24 aprile a borsa ancora chiusa, sono in leggero calo su base annua, invece, per gli indicatori finanziari, che comunque sono per lo più superiori al consenso: l’utile operativo proforma adjusted si attesta a 3,54 miliardi di euro (-4%), a causa in particolare dell’effetto cambio euro/dollaro sfavorevole; l’utile netto adjusted di competenza degli azionisti è sceso a 1,3 miliardi (-8%). Sul fronte della cassa, il flusso netto da attività operativa si è attestato a 1,43 miliardi (da 2,39 miliardi del primo trimestre 2026). Eni precisa che la variazione risente fortemente della dinamica del capitale circolante, volatile per natura su base trimestrale; la misura gestionale di riferimento, il flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo adjusted, si è fermata a 2,88 miliardi, in calo del 16% annuo. Gli investimenti organici a 1,87 miliardi, sostanzialmente stabili. Sul fronte finanziario, l’indebitamento netto è salito a 10,8 miliardi con un gearing al 15%, in linea con il range target.
Le attese di mercato indicavano per il primo trimestre una produzione di 1,78 milioni di barili equivalenti al giorno, con un utile operativo attorno a 3,83 miliardi (3,77 miliardi su base pro forma) e investimenti per circa 1,78 miliardi, mentre l’utile netto adjusted era previsto intorno a 1,5 miliardi.
A sostenere i conti è soprattutto l’upstream, con un utile operativo proforma adjusted di 3,36 miliardi, stabile rispetto al primo trimestre 2025 ma in aumento su base sequenziale. La crescita è stata sostenuta dell’entrata a regime di giacimenti in Norvegia, Congo e Messico, degli avvii produttivi in Angola e del maggiore contributo dell’Egitto, con impatti contenuti dalle interruzioni in Medio Oriente. Il tax rate del settore si è ridotto al 38% dal 46,5% del primo trimestre 2025, grazie a un mix geografico dei profitti più favorevole.
Il Global gas & Lng portfolio e power ha contribuito con 330 milioni al risultato operativo di gruppo, mentre le società satellite della transizione – Enilive e Plenitude – hanno generano complessivamente circa 350 milioni. In particolare, Enilive ha registrato una crescita del 45% annuo a 138 milioni grazie alla bioraffinazione, nonostante la fermata programmata dell’impianto di Venezia.
Per Plenitude, invece, risulta un calo del 12% a 213 milioni per la pressione competitiva nel retail. Ma la controllata è al centro di grandi manovre. Eni ha avviato una riorganizzazione dell’assetto azionario, con un aumento di capitale da 1,5 miliardi sottoscritto principalmente da Ares Management, sulla base di una valutazione dell’equity di 10,75 miliardi. L’operazione porterà al deconsolidamento di Plenitude dal bilancio di Eni. Nel frattempo la società ha raggiunto 11 milioni di clienti grazie all’acquisizione di Acea Energia (qui i dettagli e i numeri dell’operazione) e 5,9 Gigawatt di capacità rinnovabile installata, in crescita del 44% annuo.
Oltre all’incremento della cassa a 13,8 miliardi, per l’intero 2026 Eni prevede una crescita della produzione oil&gas tra il 3% e il 4%. Sul fronte dei business della transizione, Enilive punta a un ebitda proforma adjusted di circa 1,1 miliardi, mentre per Plenitude lo si attende intorno a 1,3 miliardi. La capacità rinnovabile installata dovrebbe raggiungere 6,5 Gw a fine anno. Per il segmento gas, il contributo di Ggp è atteso a circa 1,3 miliardi, in crescita del 30% rispetto alle previsioni iniziali. I capex lordi e netti sono confermati rispettivamente a 7 e 5 miliardi, con un gearing atteso al limite inferiore del range obiettivo del 10-15%.
«In un contesto di mercato caratterizzato da estrema volatilità, Eni continua a eseguire in modo coerente e rigoroso la propria strategia», ha commentato l’ad, Claudio Descalzi, sottolineando come «la crescita produttiva si conferma eccellente» e come «la performance e la solidità finanziaria supportino gli investimenti».
Guardando avanti, Descalzi evidenzia che «la nuova previsione di flusso di cassa di 13,8 miliardi si tradurrà in un rafforzamento del programma di riacquisto di azioni proprie», con il gruppo «in posizione eccellente per cogliere i miglioramenti dello scenario e condividere l’upside con gli azionisti».
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