Eni alza il sipario sul nuovo piano 2026-2030, confermando il petrolio e il gas come pilastro dell’attività, ma accelerando anche su rinnovabili e biocarburanti. La società punta a incrementare la produzione fino a 850 mila barili al giorno entro il 2030, mentre Plenitude ed Enilive guidano la crescita green. Gli investimenti saranno leggermente più contenuti rispetto al periodo precedente, ma i flussi di cassa continueranno a crescere, garantendo agli azionisti un dividendo in aumento e un programma di buyback flessibile, con incentivi extra se il Brent supera i 90 dollari al barile. Il mercato apprezza: dopo il piano il titolo accelera a Piazza Affari (+2,5%).
Per l’ad Claudio Descalzi la chiave del successo resta la coerenza: “La nostra capacità esplorativa, la qualità dei progetti, le tecnologie avanzate e una strategia finanziaria definita sono i pilastri che alimentano la crescita, garantiscono resilienza e una politica di remunerazione attrattiva per gli azionisti. I mercati energetici cambiano velocemente e non sono sempre prevedibili, mentre la nostra strategia è ben prevedibile e ci permette di crescere rispettando quanto annunciato”, ha aggiunto durante la presentazione del piano.
L’assemblea degli azionisti, convocata per il 6 maggio 2026, dovrà approvare il bilancio 2025 e rinnovare i vertici della società, con la conferma di Descalzi come amministratore delegato data ormai per scontata.
Upstream: il petrolio resta pilastro strategico
Il settore Exploration & Production resta il cuore dell’attività di Eni. Il portafoglio di progetti più forte e diversificato nella storia della società dovrebbe consentire di raggiungere 850 mila barili di olio equivalente al giorno entro il 2030, con una crescita annua della produzione stimata tra il 3 e il 4%.
Dal 2014, Eni ha scoperto oltre 11 miliardi di barili di olio equivalente, di cui 900 milioni nel 2025. L’avvio del 2026 è positivo, con opportunità esplorative in Africa occidentale, Nord Africa, Mediterraneo orientale, Norvegia e Sud-Est asiatico. L’azienda punta anche a tecnologie Flng e alla valorizzazione dell’intera catena del valore, compresa la commercializzazione della produzione. Il tasso di rimpiazzo delle riserve è stimato superiore al 140% per il decennio.
Tra i progetti principali del 2026 ci sono lo sviluppo del Bacino North Kutei in Indonesia in joint venture con Petronas, con la nuova società Searah, nata per unire asset upstream selezionati e competenze in Malesia e Indonesia, rafforzando la sicurezza energetica regionale e creando valore a lungo termine. “Searah è in posizione ottimale per rifornire i principali mercati del gnl e ha un significativo potenziale di esplorazione”, ha spiegato Descalzi. Confermato il closing dell’operazione nel secondo trimestre dell’anno. Il progetto in Argentina con Ypf e Xrg completa il portafoglio gnl. Il business Ggp genererà un Ebit pro-forma di circa 1 miliardo di euro nel 2026.
Transizione energetica: Plenitude e Enilive come driver di crescita
Parallelamente, Eni prosegue nello sviluppo dei business legati alla transizione energetica. Plenitude e Enilive rappresentano asset autonomi e autofinanziati, con un valore complessivo riconosciuto dagli investitori superiore a 23 miliardi.
Plenitude, che a fine 2025 aveva 5,8 gigawatt di capacità rinnovabile, punta a raggiungere 15 gigawatt entro il 2030 e a servire più di 11 milioni di clienti dopo l’acquisizione di Acea Energia. L’utile operativo (ebitda) previsto è di 1,3 miliardi nel 2026 e oltre 2,5 miliardi nel 2030.
Enilive, specializzata in biocarburanti e combustibili sostenibili per l’aviazione, mira a 5 milioni di tonnellate entro il 2030, con una capacità attuale di 1,65 milioni di tonnellate e altri 2 milioni in costruzione. L’ebitda previsto passa da 1,1 miliardi nel 2026 a circa 3 miliardi nel 2030, con un ritorno sugli investimenti superiore al 15%.
Per sostenere la crescita di Plenitude, Eni ha avviato un riassetto azionario con Ares Management e Energy Infrastructure Partners. La società passerà a un controllo condiviso e sarà deconsolidata dai conti di Eni. L’operazione include un aumento di capitale da 1,5 miliardi, di cui almeno 1 miliardo sottoscritto da Ares. Dopo l’aumento, Eni manterrà circa il 65% della società e continuerà a guidarne le decisioni principali.
Investimenti sotto i 6 miliardi, flussi di cassa in crescita fino al 2030
Il piano prevede investimenti annui sotto i 6 miliardi di euro, circa 2 miliardi in meno rispetto al periodo precedente. Considerando anche gli effetti delle operazioni di portafoglio, gli investimenti netti si riducono a circa 5 miliardi all’anno, mentre per il 2026 sono previsti 7 miliardi lordi, equivalenti a circa 5 miliardi netti.
Il Cash Flow From Operations (Cffo) per azione crescerà a un tasso medio annuo (Cagr) del 14% fino al 2030, con un flusso complessivo stimato intorno ai 71 miliardi di euro. Il free cash flow generato nel periodo 2026-2030 sarà tra 40 e 45 miliardi, anche grazie al contributo delle operazioni di portafoglio. Il ritorno sugli investimenti attesi (Roace) dovrebbe arrivare al 13% nel 2030.
Grazie a una solida struttura finanziaria, Eni manterrà il rapporto tra debito e capitale (gearing) tra il 10 e il 15%, sui minimi storici. La società aumenterà anche il range di distribuzione agli azionisti, che passerà dal 35-40% al 35-45% del flusso operativo.
Eni: dividendo in aumento e buyback extra se il Brent supera i 90
Per il 2026, Eni propone un dividendo di 1,10 euro per azione, in crescita del 5% rispetto ai 1,05 euro del 2025, e lancia un nuovo programma di riacquisto di azioni proprie per 1,5 miliardi di euro, con la possibilità di arrivare fino a 4 miliardi se il flusso di cassa operativo dovesse superare le previsioni del piano strategico 2026-2030. In totale, potranno essere acquistate fino a 303 milioni di azioni, circa il 10% del capitale sociale, destinate principalmente a remunerare gli azionisti e a supportare il Piano di Incentivazione di Lungo Termine 2026-2028. Gli acquisti seguiranno le regole dei mercati regolamentati e potranno essere annullati entro luglio 2027 senza ridurre il capitale sociale.
Eni conferma inoltre un meccanismo di “upside”: se il Brent resta fino a 90 dollari al barile, il 60% del cash flow incrementale sarà destinato al buyback; se il prezzo supera i 90 dollari o i margini di gas e raffinazione superano del 50% le previsioni, l’intero flusso aggiuntivo sarà distribuito agli azionisti come dividendo straordinario nell’ultimo trimestre. “La distribuzione del dividendo è una proprietà per Eni, che conferma di voler condividere con gli azionisti l’intero Cash Flow operativo – hanno ribadito il ceo Claudio Descalzi e Francesco Gattei, Chief Transition & Financial Officer, durante la presentazione -. La valutazione dello scenario annuale e l’eventuale pagamento dei dividendi straordinari saranno effettuati nel terzo trimestre, con un unico pagamento programmato per il quarto trimestre”, ha spiegato Gattei.
Opportunità internazionali, su Hormuz: “L’impatto non è così grande”
Durante la presentazione è intervenuto anche Guido Brusco, Chief Operating Officer Global Natural Resources di Eni, sul tema delle opportunità internazionali: “In Venezuela ci sono opportunità nel gas. Abbiamo recentemente stretto un accordo, che include anche l’opportunità di esportazione di una parte consistente di questo gas”, ha detto Brusco, indicando un interesse concreto di Eni per la ripresa di progetti in Sud America. Sulla componente petrolifera nel paese ha aggiunto: “Perla è una riserva gigantesca e noi produciamo una piccola porzione, quindi c’è molto spazio di miglioramento. Le nuove leggi offrono opportunità di crescita anche qui. Abbiamo una visione positiva sul paese e sicuramente avremo altre opportunità in futuro”.
Sul fronte della chimica, Adriano Alfani, amministratore delegato di Versalis (la società chimica del gruppo), ha confermato che la divisione ha affrontato alcune difficoltà e che è in corso un piano di mitigazione, con l’obiettivo di spostare il break even dell’Ebit a un anno più avanti rispetto alle previsioni.
Infine, sul contesto internazionale, Descalzi ha anche commentato la situazione nello stretto di Hormuz e nel Golfo Persico: “Abbiamo posizioni marginali, tra il 2‑3% della nostra produzione, e in termini di cash flow ed Ebit abbiamo più progetti in sviluppo che in produzione. L’impatto non è così grande e non abbiamo navi cargo bloccate ad Hormuz”.
Ultimo aggiornamento giovedì 19 2026 alle ore 16:00
