Per anni le grandi compagnie energetiche sono state considerate quasi una rappresentazione finanziaria del prezzo del petrolio. Quando il greggio saliva, aumentavano utili e dividendi; quando scendeva, si riducevano investimenti, flussi di cassa e remunerazione degli azionisti. Un legame semplice, apparentemente inevitabile.
Negli ultimi tempi questa relazione è diventata meno lineare. Le società che hanno continuato a dipendere quasi esclusivamente dagli idrocarburi restano esposte alle oscillazioni delle commodity, mentre quelle che hanno diversificato attività, aree geografiche e fonti di finanziamento possono cercare di trasformare la volatilità in un vantaggio competitivo.
È su questo terreno che si misura oggi la strategia di Eni. Non basta osservare quanto costa un barile di Brent: occorre capire quanta parte dei risultati dipenda dallo scenario esterno e quanta, invece, derivi da produzione, disciplina finanziaria, nuove attività e capacità di valorizzare gli asset.
Un secondo trimestre nettamente sopra le attese
Eni ha chiuso il secondo trimestre del 2026 con un utile netto adjusted di 2,333 miliardi di euro, più che raddoppiato rispetto agli 1,134 miliardi dello stesso periodo del 2025. Il risultato ha superato il consenso degli analisti, fermo a circa 2,09 miliardi, raggiungendo il valore trimestrale più elevato degli ultimi tre anni.
L’Ebit pro forma adjusted è salito a 5,375 miliardi, contro i 2,681 miliardi del secondo trimestre precedente. La crescita ha interessato quasi tutte le principali aree del gruppo: l’esplorazione e produzione ha generato 4,769 miliardi, il 97% in più su base annua; il Global Gas & LNG Portfolio e Power ha raggiunto 503 milioni, con un incremento del 30%; i business della transizione hanno quasi raddoppiato il contributo, passando da 262 a 521 milioni.
Anche la produzione ha fornito un contributo importante. Nel trimestre Eni ha prodotto mediamente 1,789 milioni di barili equivalenti al giorno, il 7% in più rispetto allo stesso periodo del 2025. Eliminando gli effetti delle operazioni di portafoglio e delle variazioni legate ai prezzi, la crescita organica indicata dal gruppo raggiunge l’11%.
L’espansione è stata sostenuta dai nuovi progetti e dall’aumento dei volumi in Norvegia, Congo, Messico e Angola, oltre che dal contributo delle attività in Indonesia e Malaysia confluite nella joint venture Searah con Petronas. La produzione di gas naturale è aumentata del 14%, mentre quella di liquidi è rimasta sostanzialmente stabile.
Perché Eni sostiene di crescere più del petrolio
L’affermazione di Claudio Descalzi secondo cui Eni starebbe crescendo più velocemente del mercato petrolifero non significa che il gruppo sia diventato indipendente dal prezzo del greggio. Nel secondo trimestre il Brent datato è stato mediamente pari a 104,52 dollari al barile, il 54% in più rispetto ai 67,82 dollari dello stesso periodo del 2025. Il miglioramento dello scenario ha quindi avuto un peso rilevante.
Il punto centrale è un altro: i risultati non sono derivati soltanto dall’aumento del petrolio. Oltre alla crescita della produzione, Eni ha beneficiato dell’ottimizzazione del portafoglio gas, delle attività di trading, dei maggiori margini dei biocarburanti, del recupero della raffinazione e di una minore imposizione fiscale legata alla diversa composizione geografica degli utili upstream.
Il Global Gas & LNG Portfolio ha registrato nel trimestre un Ebit pro forma adjusted di 468 milioni, in crescita del 46%. Enilive ha più che raddoppiato il proprio contributo, raggiungendo 290 milioni, mentre Plenitude è salita a 230 milioni, con un progresso del 70%. La raffinazione è tornata positiva per 80 milioni, contro una perdita di 9 milioni un anno prima.
Anche Versalis, pur rimanendo in rosso, ha ridotto la perdita del 65%, da 184 a 65 milioni, grazie alle ristrutturazioni, alle chiusure degli impianti meno competitivi e a un temporaneo miglioramento di alcuni margini. Il settore chimico europeo resta tuttavia una delle principali aree di fragilità del gruppo.
La trasformazione iniziata nel 2014
La strategia attuale è il risultato di un percorso iniziato nel 2014, quando il gruppo era ancora fortemente dipendente dall’upstream e si preparava ad affrontare il crollo del prezzo del petrolio. Da allora Eni ha ridotto i costi, accelerato lo sviluppo delle scoperte, ristrutturato raffinazione e chimica e costruito attività autonome nella generazione rinnovabile, nella vendita di energia, nei biocarburanti e nella cattura della CO₂.
Tra il 2014 e il 2025 la produzione è aumentata da 1,58 a 1,73 milioni di barili equivalenti al giorno, con una crescita del 9%. Nello stesso periodo la capacità rinnovabile installata è passata da zero a 5,8 gigawatt, mentre quella di bioraffinazione è salita da 0,40 a 1,65 milioni di tonnellate annue.
La trasformazione è stata accompagnata da una maggiore disciplina finanziaria. Gli investimenti sono scesi da 12,2 a 8,5 miliardi, con una riduzione del 30%, mentre l’utile netto adjusted è passato da 3,7 a 5 miliardi. Il debito netto si è ridotto da 13,7 a 9,4 miliardi, nonostante le crisi attraversate dal settore energetico e dall’economia mondiale.
Una componente decisiva di questo processo è il cosiddetto modello satellitare. Eni separa alcune attività in società specializzate, apre il capitale a investitori finanziari e utilizza le risorse raccolte per finanziare la crescita senza appesantire eccessivamente il bilancio della capogruppo.
Plenitude, Enilive, Vår Energi, Ithaca Energy e la piattaforma dedicata alla cattura e allo stoccaggio della CO₂ sono esempi di questa impostazione. Nel 2026 il gruppo ha inoltre concordato con Ares un apporto di capitale da 2 miliardi di dollari legato ad alcune infrastrutture petrolifere e del gas. L’operazione permette di liberare risorse per nuovi progetti senza aumentare il debito consolidato.
Extraprofitti o risultato industriale?
La definizione di extraprofitti è inevitabilmente controversa. L’aumento dei prezzi energetici determinato dalle tensioni internazionali ha migliorato i ricavi e la redditività delle compagnie petrolifere, e i numeri di Eni non fanno eccezione. Sarebbe quindi improprio attribuire l’intero raddoppio dell’utile alla sola efficienza industriale.
Allo stesso tempo, considerare tutti gli utili aggiuntivi come un semplice effetto del petrolio significherebbe ignorare la crescita dei volumi, il contributo del gas, la maggiore redditività dei biocarburanti, il recupero della raffinazione e la riduzione delle perdite nella chimica. Nel trimestre l’Ebit dei business della transizione è aumentato del 99%, quasi quanto quello dell’esplorazione e produzione.
I risultati sembrano quindi sostenere una lettura intermedia. Lo scenario favorevole ha amplificato la redditività, ma ha agito su una struttura industriale più diversificata e finanziariamente più solida rispetto al passato. La vera verifica arriverà quando petrolio, gas e margini di raffinazione torneranno su livelli meno remunerativi.
Il flusso di cassa e il nuovo obiettivo per il 2026
Nel secondo trimestre Eni ha generato un flusso di cassa operativo adjusted prima delle variazioni del capitale circolante pari a 4,47 miliardi, sufficiente a finanziare 1,84 miliardi di investimenti organici e 1,35 miliardi di distribuzioni agli azionisti.
Alla luce dei risultati e del nuovo scenario, il gruppo ha portato la previsione di flusso di cassa operativo per il 2026 a 15 miliardi. Il calcolo assume un Brent medio di 85 dollari, un prezzo del gas TTF di 50 euro per megawattora, un margine di raffinazione di 14 dollari al barile e un cambio euro-dollaro pari a 1,16.
La previsione comprende un miglioramento industriale di circa 700 milioni rispetto a quanto sarebbe derivato automaticamente dalle sensitività ai prezzi. Gli investimenti lordi sono confermati a 7 miliardi, mentre quelli netti dovrebbero rimanere inferiori a 5 miliardi. Il gearing pro forma, pari a circa il 10%, si colloca sui minimi storici e nella parte bassa dell’intervallo previsto tra il 10% e il 15%.
Agli azionisti un rendimento teorico vicino al 10%
Il miglioramento del flusso di cassa ha permesso a Eni di aumentare nuovamente il programma di buyback. L’importo, inizialmente fissato a 1,5 miliardi, era già stato elevato a 2,8 miliardi dopo il primo trimestre ed è ora salito a 3,4 miliardi.
A questo si aggiunge il dividendo annuale di 1,10 euro per azione, aumentato del 5% rispetto al 2025. Il pagamento è suddiviso in quattro rate: 0,27 euro a settembre 2026, 0,27 euro a novembre, 0,28 euro a marzo 2027 e 0,28 euro a maggio 2027.
Alla quotazione di 23,98 euro del 31 luglio, il dividendo corrisponde a un rendimento lordo del 4,6%. Rapportando il buyback da 3,4 miliardi alla capitalizzazione di circa 70,14 miliardi, si ottiene un ulteriore rendimento equivalente vicino al 4,8%. La somma delle due componenti arriva quindi intorno al 9,4%.
Il dato deve essere interpretato correttamente. Il dividendo è una distribuzione monetaria, mentre il buyback non accredita direttamente denaro sul conto degli azionisti. Il riacquisto e il successivo annullamento delle azioni riducono il numero di titoli in circolazione e possono aumentare la quota di utile e patrimonio riferibile a ciascuna azione, ma il beneficio finale dipende anche dal prezzo al quale gli acquisti vengono effettuati e dall’andamento futuro del titolo.
Eni valuterà inoltre a ottobre un eventuale dividendo straordinario. La distribuzione è condizionata al permanere di margini di raffinazione almeno superiori del 50% rispetto alle ipotesi iniziali. La politica prevede la restituzione agli azionisti del 100% del flusso di cassa aggiuntivo prodotto da un Brent oltre 90 dollari, da prezzi del gas superiori del 50% o da margini di raffinazione analogamente più elevati. In presenza di una distribuzione supplementare, il rendimento complessivo potrebbe raggiungere o superare il 10%.
Le raccomandazioni pubblicate nell’ultimo mese
Tra il 2 e il 17 luglio sono state pubblicate sei indicazioni aggiornate sul titolo Eni. Cinque sono positive e una neutrale. Utilizzando come base di confronto la chiusura del 31 luglio a 23,98 euro, i target mostrano un potenziale medio ancora positivo, ma sensibilmente inferiore rispetto a quello disponibile prima dell’ultimo rialzo.
Il 2 luglio UBS ha assegnato un giudizio Buy con target price di 27 euro. Rispetto ai 23,98 euro del 31 luglio, il potenziale è del 12,6%, il più elevato tra le valutazioni aggiornate nel periodo considerato.
Il 3 luglio JP Morgan ha indicato Buy con obiettivo a 25,50 euro, corrispondente a un margine del 6,3%. Il 6 luglio Redburn ha confermato Buy con target di 26,40 euro, superiore del 10,1% rispetto alla quotazione di riferimento.
L’8 luglio Santander ha espresso un giudizio Buy e un prezzo obiettivo di 25,50 euro, ancora una volta pari a un potenziale del 6,3%. Il 10 luglio Morgan Stanley ha mantenuto un’impostazione più prudente, con Hold e target di 22 euro: la valutazione è inferiore dell’8,3% rispetto alla chiusura del 31 luglio.
Il 17 luglio Exane BNP Paribas ha indicato Buy con obiettivo a 26 euro, che implica uno spazio teorico dell’8,4%.
La media dei sei target è pari a 25,40 euro, il 5,9% sopra il prezzo del 31 luglio. La mediana raggiunge 25,75 euro, con un potenziale del 7,4%. La distribuzione delle raccomandazioni è quindi favorevole, ma non unanime: il mercato attribuisce valore alla crescita della produzione e alla remunerazione degli azionisti, mentre il target più prudente riflette il rischio che una parte dello scenario positivo sia già incorporata nelle quotazioni.
Analisi tecnica: tendenza forte, ma titolo più distante dai supporti
Il quadro tecnico settimanale aggiornato alla chiusura del 31 luglio è nettamente positivo. Il riepilogo comprende 17 segnali di acquisto, otto neutrali e uno solo di vendita. Le medie mobili forniscono 14 indicazioni di acquisto e una neutrale, senza alcun segnale ribassista. Gli oscillatori sono più equilibrati, con tre segnali di acquisto, sette neutrali e uno di vendita.
Il prezzo di 23,98 euro si trova sopra tutte le principali medie mobili. La media esponenziale a 10 periodi passa a 22,298 euro e quella semplice a 22,094 euro: il titolo è rispettivamente più alto del 7,5% e dell’8,5%. La media semplice a 20 periodi è a 22,771 euro, mentre la media ponderata per i volumi si colloca a 22,866 euro.
L’area compresa tra 22,90 e 22,10 euro rappresenta quindi il primo gruppo di supporti dinamici. Una discesa verso questa fascia non comprometterebbe automaticamente la tendenza principale, ma permetterebbe di verificare la capacità del mercato di assorbire eventuali prese di profitto.
Supporti più profondi si trovano tra 21,82 e 21,07 euro, dove passano le medie esponenziali a 20 e 30 periodi e la media semplice a 30 periodi. La media esponenziale a 50 periodi è invece a 19,693 euro, mentre quella semplice si trova a 19,014 euro.
Gli oscillatori non indicano ancora una condizione generalizzata di ipercomprato. L’RSI a 14 periodi è pari a 62,526, sotto la soglia tradizionale di 70. Lo stocastico si trova a 66,443 e l’Ultimate Oscillator a 57,884. L’ADX a 30,033 segnala che la tendenza ha acquisito una forza non trascurabile.
Il principale elemento di cautela arriva dal MACD, che fornisce l’unico segnale di vendita tra gli oscillatori. Il Williams %R, pari a -8,054, si trova inoltre in una zona molto elevata della propria scala, pur essendo classificato come neutrale. La combinazione suggerisce una tendenza ancora rialzista, ma con un titolo che potrebbe avere bisogno di consolidare dopo l’accelerazione.
Sul fronte delle resistenze, il pivot classico R3 si trova a 25,851 euro. L’area tra 25,50 e 27 euro coincide anche con la fascia in cui si concentrano cinque dei sei target pubblicati a luglio. Un superamento stabile di 25,85 euro rafforzerebbe il quadro, mentre un ritorno sotto 22,90-22,10 euro indebolirebbe la spinta di breve periodo.
Cosa controllare nei prossimi mesi
Il caso Eni non può essere ridotto al solo andamento del Brent. La società ha aumentato produzione, diversificato le fonti di reddito, ridotto il debito e costruito strumenti finanziari capaci di attirare capitali esterni. Questi elementi spiegano perché il gruppo possa crescere più velocemente della commodity in alcune fasi del ciclo.
La dipendenza dallo scenario energetico resta comunque significativa. I principali punti da monitorare saranno il mantenimento della produzione intorno agli obiettivi, la capacità di generare 15 miliardi di flusso di cassa, l’evoluzione dei margini di raffinazione, il recupero di Versalis e la valutazione dell’eventuale dividendo straordinario nel terzo trimestre.
Dal punto di vista del titolo, l’impostazione tecnica rimane positiva, ma il prezzo si è allontanato dalle medie mobili di breve periodo. L’area 22,90-22,10 euro costituisce il primo riferimento in caso di correzione, mentre 25,85 euro rappresenta la resistenza più evidente. I target degli analisti indicano ancora un margine medio positivo, ma più contenuto rispetto a quello implicito poche settimane prima.
Per chi segue Eni, il dato più importante non è dunque il rendimento vicino al 10% preso isolatamente. Occorre verificare se dividendi e buyback continueranno a essere coperti dalla generazione di cassa, senza aumento del debito e senza dipendere esclusivamente da prezzi energetici eccezionalmente elevati. È questa la condizione che distingue una remunerazione sostenibile da un beneficio legato soltanto a una fase favorevole del mercato.
