Qué dijo la dirección de Eni S.p.A. en la llamada del Q1 2026

Un trimestre sólido en medio de la turbulencia energética

Eni reportó para el primer trimestre de 2026 un EBIT pro forma de 3.500 millones de euros, un flujo de caja operativo de 2.900 millones de euros y un apalancamiento pro forma del 15 %, dentro del rango objetivo de la compañía del 10 %–15 %. El consejero delegado Claudio Descalzi subrayó que los precios medios del trimestre, aunque superiores a los supuestos del plan, se mantuvieron dentro de rangos históricos normales y que, en euros, resultaron algo más bajos que el año anterior. La producción de exploración y producción creció un 9 % interanual, impulsada por Angola y Congo, si bien el segmento downstream acusó las paradas de mantenimiento previas a la temporada de conducción. Descalzi destacó también que las filiales Plenitude y Enilive mantienen una trayectoria coherente con sus guías anuales.

El hecho más destacado del trimestre fue la actividad exploratoria: la compañía espera haber sumado alrededor de 1.000 millones de barriles en recursos nuevos en apenas cuatro meses, con descubrimientos en Angola, Costa de Marfil, Libia, Egipto e Indonesia. El hallazgo de Geliga, en la cuenca de Kutei (Indonesia), se estima en 5 Tcf de gas y 300 millones de barriles de condensado in situ, contiguo al descubrimiento sin desarrollar de Gula (2 Tcf adicionales). La dirección apuntó a un posible tercer centro de producción en Indonesia, elevando la estimación de producción en meseta para esa región de 500.000 a entre 700.000 y 750.000 barriles diarios.

Revisión al alza de guías y política de distribución

Ante la persistencia de la crisis en Oriente Medio, Eni revisó sus supuestos de precio para 2026: el Brent sube a 83 dólares por barril desde 70 dólares, el gas TTF a 50 euros por megavatio-hora desde 36 euros, y el margen de refino en Europa a 8 dólares por barril desde 6 dólares. Como consecuencia, la compañía espera un flujo de caja operativo pre-capital circulante de 13.800 millones de euros, un 20 % más que la estimación de marzo. El programa de recompra de acciones se elevaría aproximadamente un 90 %, hasta 2.800 millones de euros, cifra que la dirección presentó como suelo para 2026 que se mantendría incluso si el entorno de precios se deteriora. Con la desconsolidación de Plenitude prevista para el tercer trimestre, el apalancamiento pro forma bajaría al 12 %. En cuanto a Venezuela, la firma del acuerdo de sostenibilidad para Cardón IV fija el marco operativo futuro, mientras que la recuperación de los 2.300 millones de dólares en cuentas por cobrar pendientes se vinculará al desarrollo de activos petrolíferos bajo la nueva ley de hidrocarburos venezolana.

Preguntas de analistas: biocombustibles, demanda y exposición regional

El turno de preguntas estuvo dominado por tres ejes. El primero, la sostenibilidad del negocio de biocombustibles: un analista cuestionó directamente cómo pueden las aerolíneas pagar el combustible sostenible de aviación (SAF) cuando este cuesta un 40 % más que el queroseno convencional, en un momento en que la mayor aerolínea europea ya recorta rutas por el precio del combustible. La dirección defendió que la demanda de SAF está respaldada por mandatos regulatorios —citando el nuevo objetivo de mezcla GHG del 28 % en Países Bajos y el aumento del 60 % en la obligación de volumen renovable en Estados Unidos— y que los costes descenderán con la escala. El segundo eje fue la destrucción de demanda: varios analistas preguntaron si los altos precios están erosionando el consumo. Descalzi respondió que, con apenas mes y medio de crisis, es prematuro hablar de destrucción de demanda; lo que se observa es destrucción de oferta, uso de reservas y sustitución puntual hacia carbón. El tercer eje fue la inflación de costes en servicios: la dirección estimó que, sumando la presión coyuntural del conflicto y la tendencia estructural de mayor actividad upstream, el incremento de costes en 2026 podría situarse entre el 4 % y el 7 %, frente al 3 %–4 % previo a la crisis.