Secondo i risultati consolidati del Gruppo, le vendite di gas naturale di Eni sono aumentate del 17%, a 35,33 mld/m3, mentre l’utile operativo adjusted di Global Gas & LNG Portfolio è cresciuto del 31%, raggiungendo 1,19 mld. In crescita del 20% anche l'EBITDA adjusted di Enilive e Plenitude, pari a 1,8 mld. Il Gruppo conferma gli obiettivi di sviluppo delle rinnovabili e della bioraffinazione.
Nel terzo trimestre del 2026, Eni ha aumentato le vendite di gas naturale del 17%, raggiungendo 35,33 miliardi di metri cubi, mentre l’utile operativo adjusted di Global Gas & LNG Portfolio (GGP) è cresciuto del 31%, a 1,19 miliardi di euro, grazie all’ottimizzazione del portafoglio e ai maggiori volumi di GNL commercializzati. Nei business della transizione energetica, Enilive e Plenitude hanno generato un EBITDA adjusted complessivo di 1,8 miliardi di euro, in crescita del 20%.
Questi i principali dati riportati da Eni in un comunicato stampa, a seguito dell’approvazione dal CdA, riunitosi sotto la presidenza di Giuseppina Di Foggia, dei risultati consolidati del terzo trimestre e dei primi nove mesi del 2026.
Eni ha inoltre completato il deconsolidamento di Plenitude, riducendo la propria partecipazione dal 70% al 65%, e ha confermato l’obiettivo di 6,5 GW di capacità rinnovabile installata a fine 2026. Per Enilive, la previsione di EBITDA adjusted è stata rivista al rialzo a 1,4 miliardi di euro, mentre la capacità di bioraffinazione attesa a fine anno è pari a 1,65 milioni di tonnellate annue. Sul piano finanziario, il flusso di cassa operativo adjusted previsto per il 2026 è salito a 16,5 miliardi di euro, consentendo di aumentare il programma di buyback a 3,8 miliardi e di deliberare un dividendo straordinario di 0,46 euro per azione.
“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”, ha affermato Claudio Descalzi, AD di Eni.
Andamento operativo e sviluppo del portafoglio
Nel terzo trimestre 2026, si legge nel comunicato, il business Exploration & Production (E&P) ha registrato una produzione di idrocarburi pari a 1,83 milioni di barili equivalenti di petrolio al giorno (boe/g), in aumento del 4% rispetto allo stesso periodo del 2025 e del 7% su base omogenea, al netto degli effetti prezzo. Nei primi nove mesi dell’anno, la produzione media ha raggiunto 1,805 milioni di boe/g, con una crescita del 7%. I risultati sono legati all’entrata a regime dei giacimenti in Congo e Messico, al contributo di Indonesia e Malesia grazie alla piena operatività della joint venture Searah e alla crescita della produzione in Norvegia.
Nel trimestre, la produzione di gas naturale ha raggiunto 146 milioni di metri cubi al giorno, in crescita del 10%. Nei nove mesi, la produzione di gas è aumentata dell’11%, a 142 milioni di metri cubi al giorno. I prezzi medi di realizzo degli idrocarburi sono aumentati del 33% nel trimestre, sostenuti dall’andamento delle quotazioni: il prezzo medio del Brent è stato pari a 97 dollari al barile, contro 69,07 dollari nello stesso periodo del 2025.
Sul fronte dello sviluppo del portafoglio, nei primi nove mesi del 2026 Eni ha individuato 1,23 miliardi di boe di nuove risorse, grazie alle attività esplorative in Angola, Namibia, Costa d’Avorio, Libia, Egitto, Norvegia e Indonesia. In Venezuela, Eni ha firmato per l’esportazione del gas prodotto dal giacimento Perla.
In Argentina, il consorzio formato da YPF, Eni e XRG ha presentato la domanda di adesione al regime RIGI per il progetto integrato Argentina LNG, che utilizzerà le risorse di Vaca Muerta e prevede una capacità iniziale di esportazione di 12 milioni di tonnellate di GNL all’anno. La decisione finale di investimento è attesa entro la fine del 2026. In Uruguay, Eni è entrata nel blocco esplorativo offshore OFF-5 come operatore con una quota del 50%, in collaborazione con MIWEN e ANCAP, e ha raggiunto un accordo preliminare per l’ingresso in un blocco adiacente. In Indonesia, ha ottenuto la licenza esplorativa del blocco Sapukala, nel bacino di Kutei, con una partecipazione del 100%.
Ad agosto, Eni e Sonatrach hanno inoltre firmato un protocollo d’intesa per sviluppare iniziative di decarbonizzazione in Algeria, con particolare riferimento alla rimozione naturale della CO₂ attraverso progetti di forestazione e al monitoraggio e alla riduzione delle emissioni di metano.
Operazioni nel business della transizione
Nei primi nove mesi del 2026, Enilive e Plenitude hanno registrato un EBITDA adjusted complessivo di 1,8 miliardi di euro, in aumento del 20% rispetto allo stesso periodo del 2025. Per Plenitude è stato perfezionato l’accordo con Ares per l’introduzione di un controllo congiunto attraverso un aumento di capitale non proporzionale, che ha ridotto la partecipazione di Eni dal 70% al 65%. In seguito al nuovo assetto di governance, Plenitude è stata deconsolidata dal bilancio del Gruppo con effetto dalla fine di settembre 2026. È confermato l’obiettivo di raggiungere 6,5 GW di capacità rinnovabile installata entro la fine dell’anno.
Enilive ha beneficiato del miglioramento dei margini di bioraffinazione, con risultati sostenuti dalle condizioni di mercato e dalla performance operativa. La gestione del portafoglio è proseguita attraverso operazioni finalizzate alla monetizzazione degli asset e alla riallocazione del capitale. Eni ha incassato 1,8 miliardi di euro da una partnership di lungo termine con investitori di private equity relativa a una quota di un portafoglio E&P con caratteristiche infrastrutturali, destinando le risorse a nuovi progetti a rendimento elevato. È stata inoltre completata la cessione a SOCAR del 10% del progetto Baleine, in Costa d’Avorio.
A ottobre sono stati firmati accordi vincolanti per la cessione a Pertamina e Medco di partecipazioni del 10% in asset upstream indonesiani gestiti da Searah. A Pertamina saranno cedute le quote nei PSC East Sepinggan, North Ganal e Rapak, mentre Medco acquisirà quelle nei PSC West Ganal, East Ganal, Ganal e Muara Bakau. Il completamento delle operazioni è subordinato alle autorizzazioni governative e regolatorie.
Risultati economico-finanziari del terzo trimestre
Nel terzo trimestre 2026, l’EBIT proforma adjusted di Gruppo ha raggiunto 6 miliardi di euro, raddoppiando rispetto allo stesso periodo del 2025 e aumentando del 12% rispetto al trimestre precedente. L’utile netto adjusted si è attestato a 2,8 miliardi di euro, più che raddoppiato su base annua. I risultati riflettono la crescita dei volumi, l’affidabilità degli impianti, il contributo delle attività upstream, le iniziative di ristrutturazione nella chimica e il controllo dei costi. Il gearing proforma si è attestato al 9%, mentre la remunerazione complessiva degli azionisti nel trimestre è stata pari a 1,9 miliardi di euro.
Il settore E&P ha registrato un EBIT proforma adjusted di 4,63 miliardi di euro, in aumento del 76% grazie alla crescita produttiva, al miglioramento del mix e allo scenario dei prezzi. GGP and Power ha conseguito un EBIT di 450 milioni di euro, di cui 410 milioni attribuibili a GGP, in crescita del 46% grazie all’ottimizzazione del portafoglio. Enilive ha registrato un EBIT di 410 milioni di euro, in aumento dell’80%, mentre Plenitude ha raggiunto 190 milioni, con una crescita del 95% legata all’incremento dei volumi di produzione rinnovabile.
Il business Refining ha realizzato un EBIT proforma adjusted di 730 milioni di euro, in aumento significativo rispetto al trimestre di confronto, grazie ai maggiori tassi di utilizzo degli impianti. Il risultato è stato parzialmente compensato dall’aumento dei costi dei noli e dalla riduzione dei differenziali tra greggi pesanti e leggeri. La chimica di Versalis ha invece registrato una perdita di 180 milioni di euro, nonostante i progressi del programma di ristrutturazione e le chiusure di impianti effettuate nell’anno precedente, a causa del peggioramento dei margini dei prodotti.
Prospettive per il 2026
Per l’intero esercizio 2026, Eni ha rivisto al rialzo le previsioni relative a diversi indicatori operativi e finanziari. La crescita della produzione oil & gas su base omogenea è attesa tra il 6% e il 7%. L’EBIT proforma adjusted di GGP è previsto a circa 1,5 miliardi di euro, il 50% in più rispetto alla stima iniziale, mentre l’EBITDA proforma adjusted di Enilive è stato rivisto a 1,4 miliardi di euro, circa il 30% in più rispetto alla previsione iniziale. Per Plenitude, l’EBITDA proforma adjusted è atteso a circa 1,2 miliardi di euro.
A fine anno, la capacità rinnovabile installata di Plenitude è prevista a 6,5 GW, con ulteriori 1,2 GW in costruzione. La capacità di bioraffinazione di Enilive dovrebbe raggiungere 1,65 milioni di tonnellate all’anno (MTPA), a cui si aggiungono 0,5 MTPA per cui è previsto il completamento meccanico entro fine anno. È inoltre in sviluppo una capacità aggiuntiva di 1,5 MTPA, riferita alla quota Enilive.
La previsione del flusso di cassa operativo adjusted (CFFO adjusted) è stata aumentata a 16,5 miliardi di euro, con un miglioramento gestionale di 1,2 miliardi rispetto alla guidance iniziale e alle sensitivity del Gruppo. La stima si basa su uno scenario che prevede il Brent a 95 dollari al barile, il margine di raffinazione SERM a 18 dollari al barile e il gas TTF a 55 euro/MWh, con un cambio EUR/USD di 1,15. Gli investimenti lordi sono confermati a 7 miliardi di euro, mentre quelli netti sono previsti sotto i 4,5 miliardi. Il gearing proforma è atteso al limite inferiore dell’intervallo di riferimento del 10-15%.
I dati sul GNL
Nel terzo trimestre 2026, il business Global Gas & LNG Portfolio (GGP) ha registrato vendite di gas naturale pari a 10,68 miliardi di metri cubi, in aumento del 16% rispetto allo stesso periodo del 2025, trainate soprattutto dalla crescita del mercato italiano (+28%) e dalla maggiore commercializzazione in Europa. Le vendite di GNL si sono invece attestate a 3,1 miliardi di metri cubi, in calo del 6% su base annua.
Sul piano economico, GGP ha conseguito un utile operativo proforma adjusted di 407 milioni di euro, in crescita del 46% rispetto al terzo trimestre 2025. Nei primi nove mesi, il risultato ha raggiunto 1,19 miliardi di euro, con un incremento del 31%, sostenuto dall’ottimizzazione del portafoglio, dalla capacità di cogliere le opportunità legate alla volatilità dei mercati, dai maggiori volumi di GNL commercializzati e dai benefici derivanti da rinegoziazioni e accordi.
Complessivamente, nei primi nove mesi del 2026 le vendite di gas naturale sono aumentate del 17%, a 35,33 miliardi di metri cubi, mentre quelle di GNL sono cresciute del 6%, a 9,4 miliardi di metri cubi.
