Qué dijo la dirección de Eni S.p.A. en la llamada del Q4 2025

Un trimestre sólido pese al precio del crudo

Eni cerró el cuarto trimestre de 2025 con un EBIT ajustado proforma de 2.900 millones de euros, un 6% más que en el mismo período del año anterior, a pesar de un precio del crudo más bajo y un dólar más débil. La producción upstream alcanzó 1,839 millones de barriles equivalentes de petróleo al día, un 7% más interanual y un 5% más respecto al trimestre anterior. El beneficio neto ajustado del trimestre fue de 1.200 millones de euros, con una tasa impositiva del 37%. El flujo de caja operativo trimestral fue de 3.000 millones de euros, y el acumulado anual de 12.500 millones superó en 1.500 millones la previsión ajustada por escenario. La deuda neta cayó casi 3.000 millones a lo largo del año, llevando el apalancamiento proforma al 14%. Como resultado, la compañía elevó su recompra de acciones un 20%, hasta 1.800 millones de euros.

En el conjunto del año, el segmento de gas y energía (GGP) entregó un EBIT superior a 1.000 millones por cuarto año consecutivo. Las divisiones de transición energética —Plenitude y Enilive— generaron conjuntamente 2.000 millones de euros de EBITDA proforma ajustado, con una valoración implícita de más de 23.000 millones de euros según las transacciones completadas con fondos de capital privado a múltiplos aproximadamente tres veces superiores a los de Eni en solitario. La refinería volvió a números positivos en el trimestre, mientras que el negocio químico (Versalis) continuó en terreno negativo, aunque con signos incipientes de mejora tras el cierre anticipado de los crackers de Brindisi y Priolo.

Lo que viene: producción, Argentina, Indonesia y biocombustibles

Para 2026, la compañía espera limitar el CapEx bruto en torno a 7.000 millones de euros y el CapEx neto en torno a 5.000 millones, con un apalancamiento proforma que la dirección estima se mantendrá entre el 10% y el 15%. La asunción de precio de referencia para el ejercicio es de 62 dólares por barril. El crecimiento de producción previsto estará impulsado por los proyectos recientemente puestos en marcha en Congo, Noruega, Angola, Emiratos Árabes e Indonesia. La combinación de negocios con Petronas en Indonesia y Malasia —que aportará de inmediato una producción de unos 300.000 barriles diarios con potencial de llegar a 500.000— se espera que se cierre a finales del segundo trimestre. Las decisiones de inversión (FID) prioritarias para 2026 incluyen Argentina, Costa de Marfil y Chipre. El proyecto Argentina LNG, desarrollado junto con YPF y XRG, sigue avanzando. En biocombustibles, la dirección anticipa que la demanda global superará los 20 millones de toneladas en 2026 frente a los 16 millones de 2025, impulsada por la Directiva de Energías Renovables en Europa y por nuevos objetivos de volumen renovable de la EPA estadounidense que la compañía espera se incrementen entre un 35% y un 40%.

Turno de preguntas: Kazakhstan, Venezuela y ETS

Los analistas preguntaron sobre tres asuntos que la dirección trató con distinto grado de detalle. Sobre Kazakhstan, Guido Brusco confirmó que la república ha presentado reclamaciones arbitrales por rendimiento de producción, recuperación de costes, medioambiente y almacenamiento de azufre, y que el resultado del arbitraje no se espera antes de 2027-2028; la compañía defiende que operó conforme a la legislación local. Sobre Venezuela, Descalzi fue notablemente explícito: identificó tres fuentes de valor —el cobro en crudo del gas entregado al mercado doméstico, el desarrollo de bloques en el cinturón del Orinoco y sus yacimientos offshore para recuperar unos 3.000 millones de euros en deudas pendientes, y el gas del campo Perla (unos 20 Tcf) con potencial exportador a Europa—, todo ello en línea, según señaló, con la agenda energética de la administración Trump. Sobre el sistema europeo de comercio de emisiones (ETS), Descalzi evitó entrar en debate político pero dejó clara su postura: Europa es la única región que aplica estos gravámenes a niveles tan elevados, lo que dificulta la competitividad industrial. Respecto al negocio de captura y almacenamiento de CO2 (CCS), defendió su viabilidad económica con precios del carbono en torno a 80-90 euros por tonelada, destacando avances en Reino Unido, Países Bajos e Italia.