Eni: risultati del primo trimestre 2026 - Eni affronta la volatilità del mercato con una solida esecuzione della propria strategia. Rivisto al rialzo il piano di riacquisto di azioni proprie

• In un contesto di incertezza nei mercati energetici e di volatilità dei prezzi, Eni prosegue il proprio percorso di crescita di valore. I risultati del primo trimestre 2026 e uno scenario più elevato determinano un miglioramento delle previsioni per l'esercizio in corso.
• La produzione E&P è cresciuta del 9% rispetto al 2025 a 1,8 mln boe/g. Le eccezionali scoperte esplorative effettuate da inizio anno con circa 1 mld boe di nuove risorse in Angola, Costa d’Avorio, Libia, Egitto e da ultimo lo straordinario ritrovamento di Geliga in Indonesia, insieme alle decisioni di investimento per due rilevanti progetti a gas nel bacino indonesiano di Kutei danno ulteriore visibilità alla nostra traiettoria di crescita.
• L’annunciato deconsolidamento di Plenitude consentirà di liberare valore per Eni e sosterrà la crescita efficiente di Plenitude.
• Entrambi i satelliti della Transizione avanzano nella realizzazione degli obiettivi di sviluppo:
  • Enilive, con l’approvazione di due importanti progetti di bioraffinazione presso gli hub di Sannazzaro e Priolo;
  • Plenitude, con il completamento dell'acquisizione di Acea Energia incrementa di 1,2 mln il portafoglio clienti.
• Per effetto delle solide performance e della revisione dello scenario esterno, il flusso di cassa operativo è atteso in crescita del 20% rispetto alla previsione iniziale a €13,8 mld 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 mld.

San Donato Milanese, 24 aprile 2026 - Il Consiglio di Amministrazione di Eni, riunitosi ieri sotto la presidenza di Giuseppe Zafarana, ha approvato i risultati consolidati del primo trimestre 2026 (non sottoposti a revisione contabile). Claudio Descalzi, AD di Eni, ha commentato:

“In un contesto di mercato caratterizzato da estrema volatilità, Eni continua a eseguire in modo coerente e rigoroso la propria strategia, con l’obiettivo di garantire al mercato e ai propri clienti energia sicura, economicamente sostenibile e a basso impatto carbonico. I risultati di questo trimestre evidenziano una performance e una solidità finanziaria fondamentali nel supportare gli investimenti nel nostro portafoglio di progetti geograficamente diversificati. La crescita produttiva di E&P si conferma eccellente. Abbiamo continuato a incrementare il valore del portafoglio grazie agli eccezionali successi esplorativi e al rapido avanzamento dei nostri progetti di sviluppo. La JV con Petronas nel sud-est asiatico, ormai prossima a raggiungere la piena operatività, aprirà una nuova fase di crescita in un’area geografica di grande rilevanza. Le Società satellite legate alla transizione, grazie alla solidità dei propri modelli di business integrati, sono in grado di generare risultati solidi, autofinanziando la propria crescita. Enilive è impegnata nella realizzazione di 2 mln di tonnellate all’anno di nuova capacità di bioraffinazione, includendo i due recenti progetti approvati di Sannazzaro e Priolo. Plenitude prosegue nello sviluppo di capacità di generazione di energia rinnovabile, e con l’acquisizione di Acea Energia ha raggiunto 11 mln di clienti. Il nostro piano di deconsolidamento posiziona Plenitude al meglio per investire e crescere in modo autonomo ed efficiente. In prospettiva, il nostro portafoglio flessibile di attività diversificate e di alta qualità, il basso break-even dei progetti E&P, e la nostra robusta struttura finanziaria, con un rapporto di indebitamento ai minimi storici, ci collocano in una posizione eccellente per cogliere i miglioramenti dello scenario e condividere l’upside atteso con gli azionisti. La nostra nuova previsione di flusso di cassa di €13,8 mld, basata su una revisione del nostro scenario di riferimento per l'anno 2026, riflette questi fattori e si tradurrà in un rafforzamento del programma di riacquisto di azioni proprie a €2,8 mld, un incremento di circa 90% rispetto al piano iniziale”.

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.