

Scores zum Zeitpunkt der Empfehlung (5. Oktober 2026)
2026 Q2–Q3 (Pressemitteilung vom 29. Juli 2026 und verwandte Materialien)
Eni meldete starke Ergebnisse für das erste Halbjahr 2026, erhöhte die Produktions- und Ertragsprognose für das Gesamtjahr und erweiterte die Ausschüttungen an Aktionäre (Aktienrückkauf und Dividendenbestätigung). Die Marktwahrnehmung verschob sich zu einer verstärkten Ausführungs- und Produktionswachstums-Erzählung — das Management hob Projektanlauf in Westafrika, dem Golf von Aden, Norwegen und Indonesien hervor und erhöhte die Produktionsziele; Investoren betrachteten Eni als Lieferant eines aussagekräftigen organischen Produktionswachstums bei gleichzeitiger Aufrechterhaltung der Aktionärsrenditen.
Die zugrunde liegende Produktion (bereinigt um Preiseffekte) stieg auf 1,79 Mio. boe/d im 2. Quartal 2026 (11% y/y); das Produktionswachstumsziel für Öl und Gas im Gesamtjahr 2026 wurde auf rund +5% erhöht (von zuvor 3–4%); das bereinigte EBIT und das Nettoeinkommen des 2. Quartals 2026 (proforma) verdoppelten sich ungefähr y/y nach Angaben des Managements; der bereinigte CFFO vor Betriebskapitalveränderungen für das 2. Quartal 2026 ≈ €4,47 Mrd.; die Ausschüttungspolitik für 2026 wurde erhöht (Rückkaufvorgabe erhöht — Gesamtausschüttung mit €3,4 Mrd. referenziert, Dividende mit €1,10 pro Aktie bestätigt) [2][3][4].
2026 Q1 (Pressemitteilung vom 24. April 2026)
Eni meldete Ergebnisse für das erste Quartal 2026 und erhöhte die CFFO- und Rückkaufvorgabe für das Gesamtjahr gegenüber der vorherigen Prognose. Dies verstärkte die Investorensicht, dass Eni ein verbessertes Rohstoffszenario und operative Umsetzung in Cashflow und Aktionärsrenditen umwandelte; das Management betonte die widerstandsfähige E&P-Cashgenerierung und eine materielle Aufwärtspolitik bei Ausschüttungen.
Das bereinigte EBIT des 1. Quartals 2026 (proforma) ≈ €3,54 Mrd.; die CFFO-Prognose für das Gesamtjahr wurde auf ≈ €13,8 Mrd. erhöht; der vorgeschlagene Aktienrückkauf wurde auf ≈ €2,8 Mrd. erhöht (≈ +90% gegenüber vorherigem Plan) [6][8].
2025 Gesamtjahr-Berichterstattung (Veröffentlichung vom 27. Februar 2025 in der Übersicht der Investorenberichte aufgeführt)
Die Veröffentlichung der Gesamtjahresergebnisse 2024 und der Investorenberichterstattung im frühen 2025 erfolgte (Unternehmensunterlagen und Investorenmaterialien zeigen, dass die Ergebnisse von 2024 in die Offenlegungen und Prognoseaktivitäten von 2025 einflossen). Nach der Integration von Akquisitionen 2024 und der Rohstoffvolatilität in vorherigen Jahren lag der Investorenfokus darauf, wie Akquisitionen und Portfolioveränderungen die Produktionsmischung, Gasexposition und Übergangsstrategie beeinflussten; Eni stellte sich selbst als Stärkung der Gasposition und CO₂-armer Hebel dar (CCS, Wasserstoff, erneuerbare Energien) bei gleichzeitiger Bewahrung der Renditen.
(Siehe referenzierte Übersicht der Investorenberichte mit Eintrag der am 27. Februar 2025 veröffentlichten Gesamtjahresergebnisse 2024) [7].
2024 31. Januar — Abschluss der Neptune-Energy-Akquisition
Eni kündigte den Abschluss seiner Übernahme von Neptune Energy Group Limited an (Eni erwarb das globale Geschäft von Neptune mit Ausnahme von Norwegen und Deutschland) — die Transaktion wurde im Juni 2023 angekündigt und am 31. Januar 2024 abgeschlossen. Der Markt behandelte das Geschäft als strategischen, gasorientierten Zukauf, der Enis Portfolio mit niedriger CO₂-Intensität und regionale Präsenz (Nordafrika, Westeuropa, Indonesien, Australien) verstärkte, mit erwarteten operativen Synergien und CCS-/Wasserstoff-Optionalität; Investoren betrachteten es als bedeutenden anorganischen Schub zur Steigerung der Gasproduktion und zum Hinzufügen von Reserven zu einem accretiven Preis pro boe.
Abschlussdatum 31. Januar 2024; der Eni-Anteil der kombinierten Neptune-/Vår-Transaktion wurde mit einem Unternehmenswert für das Neptune Global Business von ca. $2,6 Mrd. angegeben und das Management gab ein Stichtag von 1. Januar 2023 für die Wirtschaftlichkeit des Vermögenspakets an — die Akquisition beschrieben als Integration von Vermögenswerten einschließlich Beteiligung an der Gasfundstelle Geng North-1 (angekündigt Oktober 2023) [15][1][19].
2023 23. Juni — Ankündigung (Vereinbarung) zur Übernahme von Neptune Energy (mit Vår Energi)
Eni und Vår Energi kündigten eine Vereinbarung zur Übernahme von Neptune Energy Group Limited für einen kombinierten Unternehmenswert von ≈ $4,9 Mrd. an; Eni sollte ≈ $2,6 Mrd. EV für das Neptune Global Business zahlen. Die Marktreaktion rahmt den Schritt als opportunistische Expansion in ein emissionsarmes, gasorientiertes Portfolio in Westeuropa, Nordafrika und anderen Becken ein; Analysten wiesen auf attraktive Akquisitionsmetriken hin (berichtet ≈ $10,1/boe 2P impliziert für Enis Anteil auf Unternehmensdarstellung) und potenzielle Synergien bis ≈ $1 Mrd. von Management/Presse genannt.
Angekündigte Unternehmenswerte: Neptune Global Business ≈ $2,6 Mrd. für Eni, Neptune Norway Business ≈ $2,3 Mrd. für Vår; Eni-Darstellung zitierte eine implizierte Akquisitionsmetrik von ≈ $10,1/boe (2P) für den Eni-Anteil und erwartete Abschluss im 1. Quartal 2024; das Management deutete Synergien-Potenzial an (≈ $1 Mrd.) [16][18][22].
2022 — Reaktionen auf die europäische Energiekrise und Portfolioverschiebung (während des gesamten Jahres 2022)
Gasversorgungsunterbrechungen und der Russland-Ukraine-Krieg lösten eine bedeutende Umpositionierung der europäischen Gasversorgung aus; Eni verhandelte erhöhte Abnahme/Versorgung aus Algerien, LNG und anderen Partnern und trat LNG-Entwicklungen bei (z.B. Beteiligung am North Field East in 2022-Materialien erwähnt). Investoren sahen Eni von teilweiser Abhängigkeit von russischem Pipelinegas zu gestärkten strategischen Partnerschaften (Algerien, Ägypten, Katar, andere) und erhöhtem Fokus auf Gasversorgungssicherheit für Italien/Europa wechseln; diese Neuausrichtung positionierte Eni als Versorgungssicherheits- und Gaswachstums-Unternehmen, unterstützte kurzfristige Cashgenerierung und beschleunigte Energieübergangs-Investitionen (CCS, Wasserstoff).
Die konsolidierte Gasversorgung betrug ≈ 60,52 bcm im Jahr 2022 (ein Rückgang von ≈ 14,1% gegenüber 2021); Eni erklärte Pläne zur progressiven Ersetzung russischer Gasmengen durch erhöhte Flüsse aus Algerien, Ägypten, Mosambik, Kongo und Katar und verwies auf den Eintritt in das North Field East LNG-Projekt in Katar im Juni 2022 [30][31][37][29].
2021–2022 — Gerichtsverfahren beigelegt (Milan Nigeria-Fall; endgültiger Freispruch)
Strafverfahren im Zusammenhang mit einem historischen Nigeria-Fall endeten mit Freisprüchen für Eni und Manager; Ankläger-Maßnahmen 2022 finalisierten vorherige Freisprüche. Das rechtliche Risiko, das auf der Investorenwahrnehmung lastete, wurde nach dem endgültigen Freispruch wesentlich verringert; diese Beseitigung eines großen Belastungsfaktors verbesserte das Investorenvertrauen in die Kontinuität des Managements und die Stabilitätsführung des Unternehmens.
Milan-Berufungsverfahren: Freisprüche wurden endgültig, als der Generalstaatsanwalt die Berufung im Juli 2022 verzichtete (bestätigte frühere Freispruch-Urteile von 2021); Unternehmensführungsberichte und Presse verzeichneten den endgültigen Freispruch von Eni und Managern einschließlich des CEO im Jahr 2022 [40][41][38].
Eni zeigt sich als Öl- und Gaskonzern, der sein Kerngeschäft stabil hält und gleichzeitig an mehreren Fronten neue Wertschöpfung aufbaut. Die Bewertung mit einem KGV von knapp 14 und einem PEG unter 0,5 wirkt angesichts der Wachstumsschätzungen (EPS-Erwartung aktuelles Jahr bei 2,74 Euro) nicht überteuert. Das Argentinien-LNG-Projekt in Vaca Muerta ist dabei der größte potenzielle Hebel: Mit einer geplanten Kapazität von 12 Millionen Tonnen jährlich, möglicher Erweiterung auf 18 Millionen Tonnen und einer gesicherten US-Finanzierungszusage nimmt das Projekt Konturen an, auch wenn die finale Entscheidung noch aussteht. Parallel dazu ordnet Eni sein Portfolio neu – die Plenitude-Bewertung und die Konsolidierung der Raffinerien unter Eni Industrial Evolution deuten auf eine Konzernstruktur hin, die fossile und erneuerbare Aktivitäten zunehmend trennt und einzeln bewertbar macht. Die Einstiege in Robotik und Bioraffinerien sind noch klein, zeigen aber, dass das Unternehmen über das klassische Öl- und Gasgeschäft hinausdenkt. Die Eigenkapitalquote ist in den letzten Jahren leicht gesunken (von 32,9% auf 30,8%), was bei anstehenden Großprojekten wie Argentinien-LNG im Auge behalten werden sollte. Unterm Strich bleibt Eni ein Cashflow-starker, diversifizierender Energiekonzern mit einem konkreten, datierten Katalysator in Südamerika.
Eni ist ein integriertes europäisches Öl- und Gasunternehmen, das in Upstream-Exploration und -Produktion, Midstream (Gas und LNG) sowie Downstream/Raffinerien und Vermarktung tätig ist und gleichzeitig Investitionen in kohlenstoffarme Technologien beschleunigt (erneuerbare Energien, Biokraftstoffe, CO₂-Abscheidung und Wasserstoff). Seine Hauptkonkurrenten sind andere global tätige integrierte Großkonzerne und regional fokussierte europäische Wettbewerber, die in der afrikanischen und mediterranen E&P, der LNG-Versorgung und europäischen Gasmärkten tätig sind. Zu den wesentlichen Risiken gehören Rohstoffpreisvolatilität, regulatorische und klimapolitische Anforderungen in Europa, geopolitisch exponierte Upstream-Vermögenswerte sowie Durchführungs- und Finanzierungsrisiken aus großen Investitionsprojekten und dem Energiewandel.
Eni ist ein integriertes europäisches Supermajor mit wesentlichen Upstream-Aktivitäten (insbesondere Gas), LNG, Midstream/Trading sowie Downstream-Geschäften in Raffination und Einzelhandel sowie ein wachsendes Geschäft in erneuerbaren Energien und kohlenstoffarmen Lösungen. Seine unmittelbaren Wettbewerber sind andere global integrierte Öl- und Gaskonzerne sowie große nationale Ölkonzerne, die im Upstream um Lagerstätten konkurrieren, bei LNG-Versorgung und Trading, bei Raffineriegewinnen und auf europäischen Einzelhandels- und Strommärkten. Zu den Hauptrisiken gehören Rohstoffpreis- und Nachfragevolatilität, operative und geopolitische Exposition in Afrika und dem Mittelmeerraum, regulatorische und Übergangspolitik sowie Kohlenstoffpreisgestaltung in Europa sowie Projekt-, Umsetzungs- und Bilanzrisiken für große Upstream- und kohlenstoffarme Investitionen.
| Unternehmen | Ticker |
|---|---|
| Royal Dutch Shell plc | SHEL.L |
| TotalEnergies SE | TTE.PA |
| BP plc | BP.L |
| Exxon Mobil Corporation | XOM.N |
| Chevron Corporation | CVX.N |
| Equinor ASA | EQNR.OL |
| Repsol, S.A. | REP.MC |
| Eni S.p.A. (peer listing reference) | ENI.MI |
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Kostenlos testen| Period | Eni S.p.A. | vs DAX | vs S&P 500 (SPY) |
|---|---|---|---|
| 1M | +5.17% | +8.50% | +3.76% |
| 3M | +16.21% | +16.12% | +12.31% |
| 6M | +3.10% | -2.52% | -12.14% |
| 1Y | +67.25% | +64.15% | +49.56% |
| 3Y | +98.89% | +33.81% | +10.81% |
| 5Y | +176.03% | +110.69% | +85.79% |
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Kostenlos testenWie sich die wichtigsten Bewertungskennzahlen (KGV, KUV, KBV und Kurs-Cashflow-Verhältnis) im Zeitverlauf im Vergleich zu heute entwickelt haben.
| Zeitraum | KGV | KUV | KBV | Kurs-Cashflow-Verhältnis |
|---|---|---|---|---|
| Aktuell | 13.7 | 0.9 | 1.4 | 5.5 |
| Vor 1 Jahr | 11.1 | 0.5 | 1.0 | 2.4 |
| Vor 3 Jahren | 9.2 | 0.5 | 0.9 | 3.1 |
| Vor 5 Jahren | 26.4 | 0.7 | 1.0 | 5.2 |
Langfristige Übersicht ausgezahlter Dividenden (Betrag pro Aktie und Dividendenrendite zum Zahlungszeitpunkt).
| Year | Dividend | Yield at payment | Ø Rendite |
|---|---|---|---|
| 2026 | 0.27 EUR | – | 1.56% |
| 2026 | 0.27 EUR | 1.13% | |
| 2026 | 0.27 EUR | 1.15% | |
| 2026 | 0.26 EUR | 1.10% | |
| 2025 | 0.26 EUR | 1.62% | |
| 2025 | 0.26 EUR | 1.76% | |
| 2025 | 0.25 EUR | 1.87% | |
| 2025 | 0.25 EUR | 1.74% | |
| 2024 | 0.25 EUR | 1.77% | |
| 2024 | 0.25 EUR | 1.75% | |
| 2024 | 0.23 EUR | 1.55% | |
| 2024 | 0.24 EUR | 1.65% | |
| 2023 | 0.23 EUR | 1.53% | |
| 2023 | 0.24 EUR | 1.56% | |
| 2023 | 0.22 EUR | 1.64% |
Die historische Ergebnisentwicklung zeigt, wie konstant das Unternehmen die Analystenerwartungen erfüllt oder übertrifft. Zukunftsprognosen geben Einblick in die erwartete Profitabilität und Wachstumsdynamik.
Ausgewählte Kennzahlen aus Gewinn- und Verlustrechnung, Bilanz und Kapitalflussrechnung. Jährlich und quartalsweise, basierend auf veröffentlichten IFRS/GAAP-Abschlüssen.
| 2025 | 2024 | 2023 | 2022 | 2021 | |
|---|---|---|---|---|---|
| Umsatz | 82.15B | 88.80B | 93.72B | 132.51B | 76.58B |
| Operatives Ergebnis (EBIT) | 6.83B | 10.16B | 9.75B | 20.74B | 11.74B |
| Jahresüberschuss | 2.61B | 2.62B | 4.77B | 13.89B | 5.82B |
| Free Cashflow | 4.63B | 5.09B | 6.38B | 9.76B | 7.91B |
| Bilanzsumme | 139.20B | 150.08B | 146.37B | 156.35B | 143.60B |
| Eigenkapital | 42.94B | 47.78B | 48.10B | 49.76B | 39.44B |
| Nettoverschuldung | 31.10B | 33.66B | 28.95B | 26.71B | 29.88B |
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