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Eni raddoppia gli utili nel terzo trimestre 2026 e approva un dividendo straordinario di 0,46 euro per azione per un ammontare complessivo di 1,3 miliardi di euro, la cifra massima stimata dal mercato. La cedola extra sarà pagata il 9 dicembre, con stacco cedola il 7. Il consiglio di amministrazione del gruppo guidato da Claudio Descalzi ha approvato anche un ulteriore aumento del buyback da 3,4 a 3,8 miliardi (+12%), che per alcune banche d’affari potrebbe aprire la porta a una nuova tranche di privatizzazione. Confermato il dividendo ordinario 2026 di 1,10 euro per azione, in crescita del 5% rispetto al 2025.
La decisione è stata comunicata al mercato il 23 ottobre prima dell’apertura di borsa, insieme ai conti del terzo trimestre, chiuso con un utile netto adjusted di 2,8 miliardi, in aumento del 125% rispetto agli 1,25 miliardi dello stesso periodo del 2025. L’utile netto contabile è balzato a 3,2 miliardi, contro 803 milioni di un anno prima, mentre l’utile operativo proforma adjusted è raddoppiato a circa 6 miliardi, dai 3 miliardi del terzo trimestre 2025.
Nei primi nove mesi dell’anno l’utile netto adjusted ha raggiunto 6,44 miliardi, in crescita del 70%, mentre quello contabile è triplicato a 7,6 miliardi. L’utile operativo proforma adjusted si è attestato a 14,9 miliardi, con un progresso del 59%.
A sostenere i risultati sono stati soprattutto l’esplorazione e produzione, che ha registrato un utile operativo proforma adjusted di 4,63 miliardi nel trimestre (+76%), e il miglioramento dei margini della raffinazione. La produzione di idrocarburi è salita a 1,83 milioni di barili equivalenti al giorno, con una crescita organica del 7%, trainata dall'avvio di nuovi progetti e dal contributo della jv Searah con Bp in Indonesia e Malesia sull'intero trimestre.
Tra gli sviluppi industriali del periodo spicca l'accordo firmato in Venezuela con Pdvsa per il rilancio del maxi giacimento Junín 5, nell'Orinoco (su questa base Barclays ha alzato il prezzo obiettivo di Eni), che contiene 35 miliardi di barili in posto certificati. In Indonesia prosegue inoltre la gestione del portafoglio gas nel bacino di Kutei: Eni ha firmato accordi per cedere le quote del 10% mantenute in due portafogli di attività. Nei primi nove mesi le nuove scoperte hanno raggiunto 1,23 miliardi di barili equivalenti, oltre l'obiettivo di budget.
Il gruppo ha inoltre rivisto al rialzo a 16,5 miliardi la previsione di flusso di cassa operativo adjusted per l’intero 2026, con un miglioramento gestionale di 1,2 miliardi rispetto alla guidance iniziale, tenuto conto delle sensitivity. Confermati gli investimenti lordi a 7 miliardi, mentre quelli netti sono previsti sotto 4,5 miliardi. La stima si basa su uno scenario aggiornato che prevede il Brent a 95 dollari al barile, il gas Ttf a 55 euro per megawattora, un margine di raffinazione Serm di 18 dollari al barile e un cambio euro/dollaro di 1,15. Eni conferma anche le sensitivity: una variazione di un dollaro del Brent vale 110 milioni di flusso di cassa, un dollaro sul margine di raffinazione 80 milioni e un euro per Mwh del gas europeo 30 milioni.
L’indebitamento finanziario netto è sceso a 6,7 miliardi a fine settembre, dagli 11,3 miliardi di giugno, con un gearing proforma al minimo storico del 9%. Per l’intero esercizio Eni prevede ora una crescita della produzione oil&gas, su base omogenea, compresa tra il 6 e il 7%.
«Grazie ai nostri fondamentali, alle prospettive di generazione di cassa per l’intero esercizio 2026, con un gearing ai minimi storici, aumentiamo ulteriormente la remunerazione degli azionisti», ha dichiarato Descalzi, «L’andamento del terzo trimestre 2026 riflette la solidità della strategia di Eni, la costante attenzione alla fase esecutiva e la selettività degli investimenti.
Enilive e Plenitude contribuiscono sempre di più ai risultati di Eni. Nel terzo trimestre Enilive ha aumentato del 55% l’ebitda proforma adjusted a 490 milioni, grazie soprattutto al miglioramento dei margini della bioraffinazione. Per l’intero 2026 il gruppo ha alzato a 1,4 miliardi la previsione di ebitda della controllata, circa il 30% in più rispetto alla stima iniziale.
Per Plenitude l’utile operativo proforma adjusted è cresciuto del 95% a 191 milioni, mentre l’ebitda proforma adjusted è sceso dell’8% a 204 milioni. Intanto è cambiato l’assetto societario: l’aumento di capitale da 1,56 miliardi sottoscritto da Eni, Ares ed Eip ha ridotto la quota del gruppo dal 70 al 65%. La nuova governance, basata sul controllo congiunto di Eni e Ares, ha portato al deconsolidamento di Plenitude dal 30 settembre, giusto in tempo per la chiusura del trimestre. Un passaggio che, come ha sottolineato Descalzi, crea le condizioni per accelerare la prossima fase di crescita della società, consentendole di finanziarsi autonomamente e riducendo l’esposizione di Eni. Confermato l’obiettivo di raggiungere 6,5 Gigawatt di capacità rinnovabile installata entro fine anno.
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