Eni: risultati del terzo trimestre e dei nove mesi 2026

I risultati operativi e finanziari del terzo trimestre migliorano ulteriormente le prospettive per l'esercizio 2026, con un debito ai minimi storici e una maggiore remunerazione degli azionisti attraverso un dividendo straordinario e un incremento del buyback

• L’andamento del terzo trimestre 2026 riflette la solidità della strategia di Eni, la costante attenzione alla fase esecutiva, la selettività degli investimenti.
• Considerati gli eccellenti risultati industriali dei nove mesi e il miglioramento delle proiezioni sui flussi di cassa per l'intero esercizio 2026 (€16,5 mld), Eni ha deliberato la distribuzione a dicembre di un dividendo straordinario di €0,46 per azione (circa €1,3 mld) e un ulteriore incremento del 12% del programma di buyback, che sale a €3,8 mld.
• La produzione organica della E&P è aumentata del 7% a 1,83 mln di boe/g, trainata dall'avvio di nuovi progetti e dal contributo della JV Searah sull'intero trimestre.
• Firmato in Venezuela il contratto strategico per il rilancio della produzione del mega-giacimento Junin 5, rafforzando le opzioni di crescita del settore E&P.
• Il deconsolidamento di Plenitude crea una piattaforma per accelerarne la successiva fase di crescita.
• La cessione del 10% del progetto Baleine, in applicazione del modello "dual exploration" di Eni, e la monetizzazione di un portafoglio infrastrutturale, riflettono la gestione efficiente del capitale. Sono stati inoltre firmati accordi per prossima cessione di una quota del 10% di asset nel bacino di Kutei in Indonesia.
• Il rafforzamento della struttura patrimoniale espresso dal gearing proforma al minimo storico del 9% garantisce la resilienza del Gruppo e l’adeguata capacità di investire nella crescita del business.

Roma, 23 ottobre 2026 - Il Consiglio di Amministrazione di Eni, riunitosi ieri sotto la presidenza di Giuseppina Di Foggia, ha approvato i risultati consolidati del terzo trimestre e dei nove mesi 2026. Claudio Descalzi, AD di Eni, 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.”

Gli eccellenti risultati di E&P sono stati sostenuti dalla crescita della produzione a elevata redditività, rafforzando il portafoglio con nuovi progetti strategici

• Nel 3Q ’26, il business E&P ha registrato una robusta crescita organica della produzione del 7% rispetto al terzo trimestre 2025, al netto degli effetti prezzo, e del 2% rispetto al trimestre precedente, raggiungendo 1,83 milioni boe/g, grazie alla progressiva entrata a regime dei nuovi progetti in Africa Occidentale, offshore del Messico e Norvegia, nonché alla piena operatività della JV Searah.
• Firmati accordi strategici in Venezuela con PDVSA per il rilancio del mega-giacimento petrolifero Junin 5 sulla base di rinnovate condizioni contrattuali, e per l’esportazione del gas prodotto dal giacimento Perla, assicurando l’accesso a circa 5,5 miliardi boe di risorse.
• In Argentina, il consorzio YPF/Eni/XRG, impegnato nello sviluppo di un progetto integrato di GNL di larga scala con una capacità iniziale di esportazione prevista in 12 milioni di tonnellate/a, ha presentato domanda di adesione allo speciale regime fiscale di incentivazione dei grandi investimenti (RIGI), segnando un importante passo verso la FID del progetto attesa verso fine anno.
• Ingresso in Uruguay con il farm-in di un blocco esplorativo offshore, e accordo preliminare per l’ingresso in un blocco adiacente. Assegnato il blocco Sapukala, con una quota del 100% nel bacino di Kutei, in Indonesia, nell’ambito del “Indonesia Petroleum Bidding Round”, il primo del 2026.

La crescita costante dei business della transizione si è tradotta in risultati superiori alle attese e in un crescente contributo agli utili del Gruppo

• Enilive e Plenitude hanno realizzato l’EBITDA adjusted di €1,8 mld nei nove mesi ’26 (+20% rispetto allo scorso anno).
• Perfezionato l’accordo con Ares per stabilire un controllo congiunto su Plenitude attraverso un aumento di capitale non proporzionale, con diluizione della partecipazione Eni dal 70% al 65%. Per effetto del nuovo assetto di governance, Plenitude è stata oggetto di deconsolidamento dal bilancio del Gruppo Eni con efficacia fine settembre ‘26.
• Grazie alla nuova struttura, Plenitude sarà in grado di attuare una crescita di lungo termine efficiente, sostenibile e autofinanziata. Confermato l’obiettivo di 6,5 GW di capacità installata a fine anno.
• Solidi risultati per Enilive, grazie al miglioramento dello scenario dei margini di bioraffinazione. Si conferma ancora una volta l’importanza di questa emergente fonte energetica per la mobilità a contenute emissioni.

Gestione del portafoglio come leva per anticipare la monetizzazione degli asset e ottimizzare il profilo rischio-rendimento del business

• Perfezionata una partnership di lungo termine con investitori di private equity, avente oggetto un’interessenza in un portafoglio E&P su base infrastrutturale, in cambio di un apporto di capitale di €1,8 mld incassato nel trimestre; tale ammontare sarà reinvestito in progetti a elevato rendimento.
• Completata la cessione a SOCAR di una partecipazione del 10% nel giacimento di Baleine, in linea con il nostro modello di Dual Exploration.
• In ottobre firmati accordi vincolanti per la cessione a Pertamina e Medco della partecipazione del 10% mantenuta da Eni in due portafogli di asset gas in Indonesia, nel bacino di Kutei, che includono i grandi progetti di sviluppo degli hub Northern e Southern e la scoperta Geliga.

Miglioramento della performance dei business della Trasformazione

• Il business Refining ha conseguito solidi risultati nel trimestre grazie al più elevato tasso di utilizzo degli impianti in uno scenario favorevole.
• Prosegue la riconversione alle nuove energie dei principali siti Versalis di Brindisi e Priolo, mentre lo scenario del business petrolchimico tradizionale ha registrato un ulteriore deterioramento.

Risultati eccellenti nel 3Q sostenuti dalla crescita dei volumi, dall’affidabilità degli impianti e dalle iniziative di ottimizzazione del portafoglio, che hanno permesso di valorizzare lo scenario di mercato favorevole. Gearing proforma al 9%, inferiore al limite minimo della guidance e remunerazione agli azionisti pari a €1,9 mld.

Nel 3Q ‘26 l’EBIT proforma adjusted di Gruppo si è attestato a €6 mld, raddoppiato rispetto al trimestre di confronto (crescita del 12% su base sequenziale), grazie alla solida performance in tutti i business, in particolare il significativo contributo dei satelliti upstream, ai benefici delle misure di ristrutturazione in corso nella chimica e alla gestione dei costi. L’utile netto adjusted è stato pari a €2,8 mld, più che raddoppiato rispetto allo scorso anno.

• E&P: EBIT proforma adjusted di €4,63 mld, in aumento del 76% rispetto al periodo di confronto grazie alla crescita dei volumi e al miglioramento del mix in uno scenario di prezzi favorevole.
• GGP and Power: EBIT proforma adjusted pari a €0,45 mld. GGP con un EBIT proforma adjusted di €0,41 mld ha registrato una crescita del 46%, grazie alla ottimizzazione del portafoglio di attività in un contesto di mercato più volatile.
• Enilive ha conseguito un EBIT proforma adjusted pari a €0,41 mld, una crescita dell’80% rispetto al trimestre di confronto, trainato dalla bioraffinazione che ha beneficiato di un miglioramento dello scenario di mercato e della solida performance. Plenitude ha registrato un EBIT proforma adjusted di €0,19 mld, in crescita del 95% rispetto al trimestre di confronto, per la crescita dei volumi di produzione di energia rinnovabile.
• Refining: EBIT proforma adjusted di €0,73 mld, in aumento significativo rispetto al trimestre di confronto, grazie ai migliori tassi di utilizzo degli impianti in uno scenario favorevole, in parte compensato dall’aumento dei costi dei noli e dal restringimento dei differenziali tra i greggi pesanti e leggeri. Il business della chimica di Versalis pur continuando a beneficiare dei progressi del programma di ristrutturazione in corso e delle chiusure di impianti dello scorso anno, ha riportato una perdita di €0,18 mld, a causa del significativo deterioramento dei margini dei prodotti.

Nel 3Q ’26 il flusso di cassa adjusted prima del capitale circolante è stato di €4,29 mld, finanziando investimenti organici per €1,3 mld. La remunerazione agli azionisti è stata di €1,9 mld, che comprende la prima tranche del dividendo ‘26 (€0,8 mld) e l’esecuzione del programma di buyback ‘26 (€1,1 mld). L’indebitamento finanziario netto si è attestato a €6,7 mld a fine settembre 2026, con un gearing proforma pari al 9%.

Il 2026 si conferma anno di risultati superiori alle previsioni, grazie al solido andamento dei business in grado di estrarre pieno valore dal favorevole scenario commodity. Tale andamento si traduce in eccezionali ritorni per gli azionisti.

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

• Revisione al rialzo della stima di crescita della produzione oil&gas su base omogenea in un intervallo compreso tra 6 e 7%;
• EBIT proforma adjusted di GGP rivisto al rialzo a circa €1,5 mld, in crescita del 50% rispetto alla previsione iniziale;
• EBITDA proforma adjusted di Enilive rivisto al rialzo a €1,4 mld, in rialzo di circa il 30% rispetto alla previsione iniziale; EBITDA proforma adjusted di Plenitude atteso a circa €1,2 mld;
• Capacità rinnovabile installata a fine esercizio pari a 6,5 GW, con 1,2 GW aggiuntivi di capacità in costruzione (Plenitude al 100%); capacità di bioraffinazione pari a 1,65 MTPA, cui si aggiungono 0,5 MTPA il cui completamento meccanico è atteso entro la fine dell’anno; in fase di sviluppo un’ulteriore capacità di 1,5 MTPA (quota Enilive).

Per i risultati consolidati, rivista al rialzo la previsione annuale di flusso di cassa con un gearing proforma ai minimi storici:

• Allo scenario aggiornato^[1], il CFFO adjusted è previsto ora pari a €16,5 mld riflettendo l’eccellente andamento industriale del business e rappresentando un miglioramento gestionale di €1,2 mld rispetto alla guidance iniziale e alle sensitivity del Gruppo^[2];
• Capex lordi confermati a €7 mld; capex netti previsti inferiori a €4,5 mld;
• Gearing proforma atteso al limite inferiore dell’intervallo del 10-15%.

In relazione alle positive prospettive per il 2026, il Gruppo incrementa la remunerazione degli azionisti mediante la distribuzione del dividendo straordinario di €0,46 per azione per l’ammontare di €1,3 mld e l’aumento del programma di buyback a €3,8 mld.
 

• Tenuto conto delle previsioni gestionali per l’esercizio e dell’aggiornamento dello scenario di riferimento, il Consiglio di Amministrazione ha approvato il dividendo straordinario di €0,46 per azione^[3] (per complessivi €1,3 mld), con messa in pagamento il 9 dicembre, in coerenza con la politica di remunerazione di Gruppo che prevede la distribuzione agli azionisti del 100% del CFFO incrementale generato in uno scenario superiore alle assunzioni iniziali oltre prefissate soglie^[4].
• Il programma di buyback per il 2026 è incrementato a €3,8 mld, in aumento del 12% rispetto alla precedente guidance di €3,4 mld, già rivista al rialzo nel trimestre precedente. Tale aggiornamento è in linea con la politica di remunerazione di Gruppo, che prevede la distribuzione agli azionisti del 60% dell’extra CFFO rispetto al livello di budget pari a €11,5 mld, fino a uno scenario di prezzo del Brent di 90 $/barile. Il nuovo ammontare del buyback risulta quasi triplo rispetto alla guidance iniziale di €1,5 mld, definita sulla base del flusso di cassa previsto nello scenario di piano.
• Confermata la previsione relativa al dividendo 2026 pari a €1,1 per azione (in aumento del 5% rispetto al 2025).