Qué dijo la dirección de Eni S.p.A. en la llamada del Q2 2026

Un trimestre que dobla resultados con viento en contra cambiario

Eni presentó sus resultados del segundo trimestre y primer semestre de 2026 con cifras que el propio consejero delegado, Claudio Descalzi, calificó como una de las posiciones más sólidas en la historia de la compañía. El EBIT pro forma del trimestre alcanzó 5.400 millones de euros, el beneficio neto 2.300 millones y el flujo de caja operativo 4.500 millones, este último con un crecimiento superior al 60% respecto al mismo período del año anterior. Todo ello a pesar de un entorno de divisas desfavorable y las perturbaciones derivadas de la crisis en el Golfo Pérsico, incluido el cierre temporal del estrecho de Ormuz. En el acumulado del semestre, el EBIT pro forma creció un 40% interanual. El apalancamiento pro forma cayó hasta el 10%, el límite inferior del rango objetivo de la compañía.

La producción de hidrocarburos creció un 8% interanual en términos reportados y un 11% en términos subyacentes, compensando las pérdidas de volumen en Oriente Medio gracias a proyectos operados como Agogo en Angola, Amoca en México y Congo LNG Fase 2, además de la aportación de Vår Energi en Noruega. La compañía elevó su guía de crecimiento de producción subyacente a más del 5% para 2026, por encima del rango previo de 3%-4%.

América Latina y Asia, los nuevos ejes de crecimiento

Uno de los ángulos más relevantes de la llamada para inversores hispanos fue el peso creciente de América Latina. En México, Eni opera a 95.000 barriles diarios equivalentes y es el mayor productor internacional en el país. En Venezuela, la compañía está en fase avanzada de negociación de nuevos contratos para los bloques Junin-5 y Corocoro, y ya tiene firmado un acuerdo de exportación de gas para el campo Perla. El potencial conjunto en Venezuela se estima en más de 5.500 millones de barriles de recursos recuperables. En Argentina, Eni consolida una posición de 25 billones de pies cúbicos de gas equivalentes a 4.300 millones de barriles, más 500 millones de barriles de condensados, con una producción pico estimada de 550.000 barriles diarios equivalentes, parte de los cuales se destinaría a exportación de GNL. En Asia, la combinación de negocios Searah, completada en junio, creó la mayor plataforma satélite de Eni con producción inicial superior a 300.000 barriles diarios y potencial de alcanzar 800.000 barriles en 2030. La compañía espera que la producción crezca a una tasa compuesta anual de aproximadamente el 4% hasta 2030.

En el plano financiero, Eni elevó su guía de flujo de caja operativo ajustado a 15.000 millones de euros para un escenario de 85 dólares por barril de Brent, lo que sustenta un programa de recompra de acciones ampliado a 3.400 millones de euros, un 127% por encima de la guía inicial. La compañía también indicó que existe la posibilidad de un dividendo extraordinario en el cuarto trimestre si el Brent se mantiene por encima de 90 dólares o si los márgenes de gas y refino superan el 50% de las hipótesis de presupuesto, condiciones que según el director financiero Francesco Gattei se cumplirían con los precios actuales.

Preguntas de analistas: Venezuela, Kazajistán y márgenes de refino

En el turno de preguntas, los analistas presionaron sobre varios frentes. Sobre Venezuela, Biraj Borkhataria de RBC preguntó si las nuevas condiciones del gobierno eran suficientes para atraer inversión. La dirección respondió con cautela, reconociendo la historia del país, pero subrayando que las negociaciones avanzan de forma constructiva. Sobre Kazajistán, Michele Della Vigna de Goldman Sachs preguntó por la multa medioambiental de 5.000 millones de dólares impuesta al consorcio NCOC, donde Eni tiene participación. Guido Brusco señaló que existe un arbitraje comercial en curso y que un tribunal internacional ha emitido una orden cautelar que prohíbe a Kazajistán ejecutar la sanción durante el proceso arbitral, aunque reconoció que el gobierno ha dado algunos pasos de ejecución que están por el momento suspendidos. Sobre los márgenes de refino, el director financiero explicó que el indicador público de referencia sobreestima los márgenes reales capturados por Eni en unos 2 a 3 dólares por barril, debido a costes logísticos, diferenciales de crudo y coberturas. Con respecto al negocio químico de Versalis, la dirección indicó que las pérdidas se están reduciendo, con una mejora atribuida en partes iguales a la transformación interna y a las condiciones de mercado, aunque advirtió que no hay un aumento real de la demanda, sino una escasez puntual de oferta por el cierre de Ormuz.