Le major petrolifere si avviano a chiudere il terzo trimestre 2026 con utili in crescita tra l'84% e il 158% rispetto a un anno prima: una montagna di cassa che, però, non si trasformerà automaticamente in nuova spesa. La lezione dei cicli passati ha spostato il baricentro su debito, dividendi e riacquisti di azioni, e proprio su questo terreno si gioca la prova più delicata per Exxon, Chevron, Shell, TotalEnergies e BP, chiamate a rendere conto dei conti tra il 29 e il 30 ottobre.
Utili Q3 tra 84% e 158%: i numeri gruppo per gruppo
La crescita attesa degli utili del terzo trimestre dei grandi gruppi energetici oscilla tra l'84% e il 158% su base annua, secondo le stime elaborate da Reuters sui dati LSEG. Chevron mette a segno la variazione percentuale più alta, Exxon il valore assoluto più grande.
| Gruppo | Utile Q3 atteso | Variazione attesa su anno |
|---|---|---|
| Exxon | 16,2 miliardi $ | +101% |
| Shell | 10 miliardi $ | +84% |
| Chevron | 9,3 miliardi $ | +158% |
| TotalEnergies | 8,4 miliardi $ | +111% |
| BP | 5,6 miliardi $ | +155% |
Il quadro veniva già da un secondo trimestre eccezionale: tra i settori dell'S&P 500, l'Energia ha registrato una crescita annua degli utili del 128,2%, con la raffinazione a tre cifre e l'upstream premiato dal cosiddetto war premium sul greggio.
Raffinazione e trading gonfiano la cassa
Il motore di questa trimestrale non è soltanto il greggio caro. Shell, BP e TotalEnergies si attendono margini di raffinazione in aumento tra 3 e 4 volte rispetto a un anno fa, con Shell che ha guidato verso un massimo storico di 42 dollari al barile. TotalEnergies stima un flusso di cassa da raffinazione e chimica di circa 4 miliardi di dollari nel trimestre, il doppio del periodo precedente, mentre Exxon calcola che i margini migliorati possano aggiungere 4,5 miliardi di dollari all'utile downstream rispetto al trimestre precedente.
La ragione è la dislocazione logistica: la guerra tra USA-Israele e Iran ha interrotto i trasporti petroliferi attraverso lo Stretto di Hormuz dagli attacchi aerei di febbraio, spingendo i prezzi energetici ai massimi da anni e offrendo ai desk di trading la volatilità su cui guadagnare. Un vantaggio, però, che per definizione non è permanente: quando i mercati si normalizzano, quei guadagni da volatilità non si ripetono con la stessa intensità.
La disciplina finanziaria batte la corsa agli investimenti
Debito, dividendi e buyback vengono prima della nuova spesa. È la sintesi di come le major stanno impiegando i profitti straordinari, dopo che il crollo del 2014 e la pandemia del 2020 hanno cambiato il modo in cui il settore ragiona, con l'aggiunta di politiche di decarbonizzazione che hanno reso molti investitori diffidenti sul futuro di lungo periodo dell'industria.
Exxon e Chevron stanno usando la cassa per ridurre l'indebitamento. BP punta a portare il rapporto tra debito netto e cash flow operativo dal 1,7 volte di fine 2025 — il più alto dei cinque maggiori gruppi — a 0,8 volte entro il terzo trimestre. Tradotto: un taglio di 0,9 volte, cioè una riduzione del 52,9% calcolata sul valore di partenza. Chevron ha già compresso il proprio indicatore da 1 volta a 0,4 volte nel trimestre in corso.
Shell, dal canto suo, ha ridotto il programma di riacquisto a 3 miliardi di dollari a trimestre all'inizio dell'anno e ora si attende un buyback da 3,5 miliardi nel quarto trimestre: 500 milioni in più, pari a un incremento del 16,7% sul ritmo precedente. Su BP la posizione di HSBC è netta: "We believe the priority will remain firmly on deleveraging, with stable capex and no buyback resumption before 2028", scrivono Kim Fustier e Sadnan Ali in una nota di ricerca.
Il nodo delle stime: quanto vale davvero BP
Le cifre su BP non convergono, e la divergenza merita attenzione. Reuters/LSEG stima 5,6 miliardi di dollari per l'utile trimestrale, il più basso dei cinque; TPH, in una stima propria, indica un utile sottostante oltre 7 miliardi, contro i 5,7 miliardi del secondo trimestre. Le due cifre provengono da fonti e metodi diversi e non sono direttamente confrontabili. Il dato da guardare resta il free cash flow dopo gli investimenti, insieme al debito netto.
RBC Capital Markets, per voce dell'analista Biraj Borkhataria, ha messo nero su bianco la domanda che gli investitori si stanno ponendo: le major manterranno i piani di spesa attuali in un trimestre di utili eccezionali? Su Chevron l'attenzione si concentra sugli investimenti in Venezuela e sul rinnovo del contratto per la joint venture TCO in Kazakistan. BP discuterà la futura allocazione di capitale con i conti trimestrali, forti del target di riduzione del debito raggiunto con circa un anno di anticipo, e ha fissato un aggiornamento di strategia al 15 dicembre.
Cosa cambia per chi guarda al settore
Tre elementi letti insieme dicono più di ciascuno separatamente. Primo: l'incasso aggregato dei cinque gruppi — 16,2 più 10, più 9,3, più 8,4, più 5,6 — vale 49,5 miliardi di dollari, di cui Exxon da sola pesa il 32,7% e BP appena l'11,3%. Secondo: i 10,6 miliardi di distacco tra Exxon e BP sono quasi il doppio dell'intero utile trimestrale di BP. Terzo: una parte di quella cassa arriva dai guadagni da trading, che Oil & Gas 360 ritiene potrebbero non ripetersi quando i mercati si normalizzeranno, mentre alcune giurisdizioni in cui le major operano stanno valutando windfall tax sui profitti.
Il risultato è che la capacità di spesa esiste, ma la finestra per usarla è stretta. Per gli operatori della filiera — dai fornitori di servizi petroliferi all'ingegneria — utili più alti non significano automaticamente più capex: la spesa in esplorazione resta necessaria perché i giacimenti esistenti declinano, e le opportunità si spostano verso Sud America, Africa e Sud-Est asiatico, ma ogni progetto dovrà dimostrare rendimenti solidi anche ipotizzando prezzi delle materie prime più bassi. Chi legge questi numeri come un via libera alla spesa rischia di guardare il trimestre sbagliato: il test vero è la tenuta dei margini quando Hormuz tornerà a scorrere.