Eni, trimestrale con qualche ombra, ma le previsioni sono rosee
pubblicato:Cresce la produzione e lo scenario dei prezzi del petrolio incoraggia le stime: il buyback balza da 1,5 a 2,8 miliardi di euro
A quasi due mesi dai primi attacchi di Stati Uniti e Israele sull’Iran le sorti di Eni sembrano ancora appese alle quotazioni del petrolio greggio, basta sovrapporre i prezzi della società del cane a sei zampe con quelli del Brent per averne una percezione chiara, con buona pace dei modelli satellitari e della differenziazione del business sulla transizione.
Con l’euforia su un’imminente pace USA-Iran cancellata con decisione in una settimana, il cessate il fuoco rinnovato ma fragilissimo, i negoziati isolati in un limbo di rumors e dichiarazioni contradditorie, il rischio resta elevato, anche finora ha ripagato non poco le società dell’oro nero.
Dalla fine di gennaio a oggi il titolo di Eni ha guadagnato il 38%, il Brent il 57%
Eni, la prima trimestrale 2026 tra luci e ombre
In questo contesto di stallo, che scava oggi un fossato di 10 dollari tra il 107,1 del Brent e i 97,45 del WTI, si inserisce la pubblicazione odierna della prima trimestrale di Eni, che arriva dopo il Capital Markets Day del 19 marzo durante il quale gruppo aveva rafforzato la politica di remunerazione dei soci e annunciato un dividendo straordinario nel caso di quotazioni medie 2026 del greggio di 90 dollari almeno.
Ma partiamo dai numeri di oggi. Eni ha chiuso il primo quarto del 2026, che per il mese di marzo incorpora gli effetti della crisi iraniana, con una crescita dei ricavi del 2% a 22,962 miliardi di euro. Flette invece del 4% l’utile operativo proforma adjusted a 3,536 miliardi di euro e delude di oltre 7 punti percentuali sul consensus compilato da Bloomberg (€ 3,83 mld).
Anche l’utile netto adjusted per i soci in calo di un corposo 8% a 1,302 miliardi di euro delude sul consensus (a $ 1,5 mld quello di Bloomberg).
In termine di eps ordinario, si passa da -0,15 euro a +0,04 euro.
Nel periodo però il gruppo ha aumentato del 9% addirittura la produzione di idrocarburi portandola a 1,798 milioni di barili equivalenti di petrolio, con prezzi di realizzo in crescita del 4% per il petrolio (72,79 $/barile) e in calo del 4% per il gas naturale (257 $/mgl di metri cubi).
L’esplorazione va molto bene con successi in Angola, Costa d’Avorio, Libia, nell’offshore egiziano e in quello di Geliga, è stato scoperto un miliardo di barili equivalenti di nuove risorse e c’è ottimismo nel breve sulla joint venture con Petronas in Indonesia.
Fa bene Eni a rivendicare i risultati dei due satelliti della transizione energetica Enilive e Plenitude, ma lo spaccato dell’utile operativo adjusted mostra che la divisione “upstream” dell’Exploration&Production (E&P) ha registrato un ebit adj. di 3,357 mld pari al 95% del complessivo.
Ai business della transizione sono attribuiti 351 milioni di euro (+4%), alla divisione GGP (gas naturale, liquefatto, generazione energetica) 327 milioni (-31%), mentre la raffinazione e la chimica riducono a 260 milioni di euro le perdite e le elisioni e corporate tolgono dal conteggio 239 milioni.
Il confronto con il primo trimestre del 2025 subisce gli impatti di un apprezzamento del cambio EUR/USD dell’11% e del venir meno di poste one-off di un anno fa.
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Eni, le previsioni sul 2026 migliorano ancora
Eni ha aggiornato lo scenario 2026 a un prezzo del petrolio greggio che passa da 70 a 83 dollari al barile, con un margine di raffinazione SERM di 8 $/b e un prezzo TTF del gas di 50 €/MWh.
Per quest’anno ENI si aspetta ora:
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Crescita della produzione oil&gas underlying del 3-4%
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EBIT proforma adjusted di GGP di € 1,3 mld, +30% rispetto alle previsioni iniziali;
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EBITDA proforma adjusted di Enilive a € 1,1 mld e di Plenitude a € 1,3 mld (1Q26 a € 0,217 mld ed € 308 mld rispettivamente).
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capacità rinnovabile installata a 6,5 GW a fine anno (Plenitude, è a 5,9 GW a fine marzo); 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 con un miglioramento della sensitivity del Gruppo che è la sua reattività alle variazioni dei prezzi degli idrocarburi: ora Eni si attende 110 milioni di euro di CFFO ante WC per ogni dollaro in più al barile di greggio e 90 milioni per ogni dollaro al barile di margine di raffinazione.
• Quest’anno gli investimenti saranno di € 7 mld in termini di capex lordi e di € 5 mld in termini di capex netti;
• il gearing atteso (rapporto tra indebitamento finanziario netto e capitale investito netto, entrambi ante lease liabilities) è ora atteso nella parte inferiore del range 10-15%.
Nei termini essenziali della remunerazione degli azionisti Eni ha inoltre specificato e confermato:
• che il dividendo 2026 è previsto in € 1,1 per azione (+5%);
• che, alla luce della politica di remunerazione aggiornata di recente al pagamento del 35%-45% del CFFO (Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted) e dell’aggiornamento dello stesso CFFO (previsto fino a un mese fa a € 11,5 mld e ora appunto proiettato a 13,8 mld), si materializzerà un ulteriore buyback, fino a un prezzo del Brent di 90 $/barile, con un balzo del piano di riacquisto di azioni proprie del 90% a € 2,8 mld, rispetto alla previsione iniziale di € 1,5 mld.
Sui prezzi di ieri da 23,2 euro, che scontavano una capitalizzazione del gruppo di circa 70,3 miliardi, significherebbe un buyback sul 4% del capitale quasi, in pratica un altro ricco dividendo.
Senza escludere che oltre i 90 dollari al barile di media del prezzo del greggio (o oltre il 50% per gas e margini di raffinazione) il 100% dell’upside del CFFO andrà direttamente in un dividendo straordinario nell’ultimo trimestre.
