Buenas tardes, damas y caballeros, y bienvenidos a la conferencia de resultados del tercer trimestre de 2026 de Eni, presentada por el Sr. Francesco Gattei, Director de Transición y Financiero. Durante la duración de la llamada, estarán en modo de solo escucha. Sin embargo, al final de la llamada, tendrán la oportunidad de hacer preguntas pulsando la tecla estrella y el uno en su teléfono. Ahora les cedo la palabra a sus anfitriones para comenzar la conferencia de hoy. Gracias.

Gracias. Buenas tardes y bienvenidos a la conferencia del tercer trimestre de Eni. En este trimestre, Eni ha demostrado una vez más que esta estrategia está funcionando y ofreciendo resultados excepcionales. Estamos impulsando un crecimiento orgánico distintivo, basado en activos reales, tanto en el upstream, expandiéndonos hacia nuevas geografías con proyectos importantes, como en nuestros nuevos negocios vinculados a la transición energética.

Al mismo tiempo, estamos generando un flujo de caja sólido y reduciendo nuestra deuda a su nivel más bajo de la historia. A medida que crecemos, queremos que todos nuestros accionistas participen en los beneficios. Es por eso que combinamos nuestra estrategia industrial con una política de distribución progresiva que también ha alcanzado un nivel récord.

Antes de describir nuestra distribución adicional, permítanme destacar el hito clave de este trimestre y de 2026. Comenzando con el upstream, donde el crecimiento de la producción ya lidera el sector, impulsado por nuestras capacidades industriales diferenciadas, orgánicas y lideradas por la tecnología. Ya hemos tenido un año sobresaliente para la exploración, incluso frente a un historial de éxito de una década.

Hemos descubierto recursos de más de 1.2 billion barrels. Nuestra tasa técnica de éxito es del 80% y nuestra tasa comercial es del 70%. Realmente notable. Pero lo que sigue siendo notable es que esto se ha logrado con un coste de descubrimiento inferior a $1 per barrel.

La sólida ejecución de nuestra estrategia nos ha permitido elevar nuestras previsiones de producción subyacente para el año completo al 6-7%. El crecimiento proviene principalmente de Congo, Libia, Costa de Marfil, México, Ghana y de la combinación de negocios en Indonesia y Malasia llamada Searah, y se produce a pesar del complejo entorno operativo en Oriente Medio y las restricciones a las exportaciones de Kazajistán.

Y estamos asegurando el crecimiento futuro de la producción con decisiones de inversión final (FID) clave este año en Baleine Fase 3 en Costa de Marfil, Kutai North y Gendalo en Indonesia, Cronos en Chipre y Greater PAJ en Angola. El crecimiento del volumen tampoco es nuestro único objetivo. Nos guiamos por el valor.

Por lo tanto, a través de nuestra doble valorización de exploración en Costa de Marfil e Indonesia, hemos generado alrededor de $2 billion de valor acelerado. Además, estamos trabajando para lograr un nivel de acceso sin precedentes a los recursos descubiertos, empleando nuestra tecnología y habilidades de desarrollo rápido para madurar oportunidades en Venezuela y Argentina.

Nuestras dos empresas satélites cotizadas también están añadiendo nuevos recursos, con Vår Energi e Ithaca anunciando recientemente adquisiciones, ampliando su huella geográfica y profundizando su base de recursos en Dinamarca y Canadá, respectivamente. Un punto de prueba en su entrega de valor es que ambas empresas alcanzaron recientemente una capitalización de mercado récord con un valor de participación accionaria para Eni de alrededor de EUR 10.5 billion, casi duplicando el nivel original. Nuestra estrategia de gas y GNL ya está generando un valor tangible.

Los nuevos contratos de suministro de GNL firmados en Indonesia y Chipre por un total de hasta 3.4 million toneladas por año fortalecen el camino hacia nuestro objetivo de más de 20 million toneladas por año de producción propia de GNL para 2030 y respaldan el aumento de nuestras previsiones pro forma de EBIT para el año completo de 2026 a alrededor de EUR 1.5 billion.

En cuanto al negocio de CCUS, este año completamos la instalación de la nueva plataforma CCS Douglas en Liverpool Bay, la primera plataforma offshore del mundo construida específicamente para el transporte y almacenamiento de CO2 a escala industrial. También hemos avanzado en el desarrollo del proyecto Ravenna Fase 2, asegurando más apoyo mediante la adjudicación del Innovation Fund de la Comisión Europea.

Vale la pena observar esto en el contexto de nuestra huella global, cada vez más amplia y equilibrada. El éxito en la exploración ha llegado en África Occidental, Egipto e Indonesia. Es una mezcla de proyectos liderados por infraestructuras en zonas conocidas y descubrimientos de mayor impacto, pero todos representan un valor considerable. Hemos construido y fortalecido cuatro importantes centros de crecimiento en el Lejano Oriente, las Américas, África y el Mediterráneo, lo que nos proporciona una base de recursos profunda y diversificada.

Los proyectos autorizados en el ejercicio fiscal 2026 aportarán alrededor de 600,000 bpd de nueva producción en 2030, subrayando la escala y calidad de nuestra cartera de desarrollo. Esta es una cartera en constante evolución. En 2026 se han identificado o implementado nuevos acuerdos y oportunidades adicionales, contribuyendo con alrededor de $4.6 billion BOE de recursos de capital adicionales.

Permítanme también tomar un momento para informar con un poco más de detalle sobre nuestro progreso en Venezuela, donde agradecemos que las cosas se estén moviendo muy rápido. A principios de septiembre, firmamos el nuevo régimen contractual que regirá el yacimiento Junín 5 durante los próximos 25 años. Ya hemos presentado los planes de desarrollo a las autoridades venezolanas. Tras su aprobación, tenemos la intención de avanzar rápidamente hacia la FID de la Fase 1, que añadirá 200,000 bbl brutos en 24 meses. Esto podría ocurrir antes de finales de este año. Las fases posteriores podrían entonces llevar la producción total del yacimiento a un nivel bruto de 1 million barrels per day.

Además, a principios de este año, firmamos un acuerdo de sostenibilidad en Perla, que otorga a Eni el control de las exportaciones y los ingresos de los cuales pagaremos nuestras regalías e impuestos, mientras reanudamos el pago por nuestro gas. Además, el acuerdo permite cierta eliminación de cuellos de botella en la producción para el mercado nacional, al tiempo que define una nueva fase de expansión para futuras exportaciones de GNL, duplicando aproximadamente la producción.

Es importante enfatizar que nuestro objetivo es gestionar nuestra posición de flujo de caja libre tanto en Junín como en Perla, gestionando cuidadosamente el capital neto. El desarrollo de fases y las ventas de participaciones (farm-downs) oportunas para gestionar la relación riesgo-recompensa son una característica fundamental de la estrategia upstream de Eni, como saben.

Antes de entrar en más detalles sobre nuestro desempeño durante el trimestre, cubramos también la transición.

Aportando un equilibrio adicional importante a nuestra empresa, seguimos capturando valor de nuestras actividades de transición, donde Enilive ha reportado resultados récord este trimestre, adelantándose a un año en el que esperábamos añadir una capacidad significativa de biorrefinación nueva y aportar para finales de año los beneficios de nuestra reciente compra del activo de comercialización en Alemania. Al final del trimestre, también hemos completado la inversión adicional en Plenitude con Ares tomando una participación mayor. Esta nueva estructura apoyará eficientemente la próxima fase de crecimiento de Plenitude. De hecho, enfatizando nuestra creación de valor, ahora tenemos una valoración de mercado que implica un valor de estas dos empresas más grandes en el negocio de transición de un total de EUR 25 billion.

Nuestra estrategia de satélites es una herramienta clave para nuestro éxito en la construcción de nuevos negocios de transición sin sacrificar la inversión en E&P. Pasando ahora a los resultados del tercer trimestre. Estos reflejan plenamente nuestro objetivo de hacer crecer Eni mientras reducimos simultáneamente el riesgo y añadimos la opcionalidad que conlleva un balance con bajo apalancamiento y entregamos un rendimiento atractivo a nuestros accionistas.

E&P reportó un crecimiento de la producción del 4.2%. Combinado con un entorno de mercado favorable y un enfoque en la operación eficiente, generamos un EBIT pro forma de EUR 4.6 billion. El EBIT pro forma de GGP de EUR 0.4 billion se obtuvo sin los beneficios extraordinarios vistos en el segundo trimestre de 2026, y fue impulsado por sólidos resultados de optimización de gas y GNL. No hubo ajustes contractuales únicos en el trimestre.

En transición, Enilive y Plenitude reportaron conjuntamente un EBIT pro forma de EUR 0.7 billion, lo que corresponde a EUR 0.6 billion de EBIT pro forma, con Enilive beneficiándose de los márgenes de apoyo a la biorrefinería, mientras que los resultados de Plenitude se vieron afectados por el entorno competitivo actual en el sector minorista.

La transformación permitió que Refining reportara una mayor recuperación en la utilización a medida que se completaba la principal actividad de mantenimiento, lo que significó que proporcionamos suministros importantes a los clientes y pudimos aprovechar las sólidas condiciones del mercado. Versalis sufrió una reversión en el escenario respecto al segundo trimestre, pero el rendimiento subyacente se mantiene en camino hacia su objetivo de equilibrio en 2028. La contribución de las asociadas refleja un trimestre completo de Searah, la combinación de negocios en el Lejano Oriente. Nuestra participación en la refinería de ADNOC volvió a ser rentable.

El tipo impositivo del grupo del 32% refleja un tipo impositivo del 35% en E&P, ayudado por la alta graduación de la producción, una mayor proporción de resultados en regímenes fiscales más bajos y el efecto de los satélites, además de la mejora en la contribución de Enilive y Refining. Ahora prevemos un cargo anual completo de entre el 36% y el 37%.

El beneficio neto de EUR 2.8 billion aumentó un 20% intertrimestral, a pesar del menor precio del petróleo, y subió un 2.2x interanual. El CFFO antes del efecto del capital circulante fue de EUR 4.3 billion, en gran medida en línea con el segundo trimestre a pesar de los menores precios del petróleo crudo y un 30% más que el año anterior.

El gasto de capital de EUR 1.35 billion es coherente con los EUR 7 billion que hemos proyectado, y es coherente con nuestros comentarios sobre la expectativa de una cifra menor en el segundo semestre con la consolidación de Plenitude y la actividad upstream en Indonesia.

El impacto del sólido flujo de caja operativo, nuestra inversión neta disciplinada y la consolidación de la deuda de Plenitude, equivalente a EUR 2.75 billion, mejoró nuestro balance con un gearing reportado ahora en el 10%, el límite inferior del rango previsto del 10%-15%, mientras que el gearing pro forma se sitúa en el 9%, siendo ambos niveles un mínimo récord. La mejora continua en nuestras métricas de balance también se confirma con una reciente mejora por parte de Standard & Poor en nuestra calificación crediticia y el inicio de una calificación de grado de inversión para Plenitude.

Para el año completo 2026, ahora prevemos un flujo de caja operativo de EUR 16.5 billion, un 43% por encima de nuestra previsión inicial. Esto sustenta nuestros retornos para los accionistas y cubre el dividendo, nuestra primera prioridad, en más de 5 veces.

Nuestra históricamente sólida posición de balance y el excelente flujo de caja operativo nos permiten confirmar el aumento en nuestra recompra de acciones y el anuncio de un dividendo especial. Hoy, elevamos nuestra recompra de acciones de 2026 a EUR 3.8 billion desde los EUR 3.4 billion, 2.5 veces por encima de la previsión original. Además, podemos confirmar que estamos declarando un dividendo excepcional de EUR 1.3 billion con fecha ex-dividendo el 7 de diciembre, elevando nuestro dividendo total en efectivo este año a EUR 4.4 billion, el nivel más alto en nuestra historia. Esto representa un pago total de EUR 8.2 billion o el 50% del flujo de caja operativo, equivalente a un rendimiento sobre nuestro precio de acción de más del 11%.

Con esto, concluyo mis comentarios sobre lo que creo que acordarán fue otro trimestre excelente, en consonancia con nuestra visión compartida en el segundo trimestre, de que Eni se encuentra en una de las posiciones más sólidas de su historia. Junto ahora con mis colegas del equipo directivo de Eni, estaré encantado de responder a sus preguntas.

Este es el operador de la conferencia. Por favor, marque la estrella uno para preguntas y la estrella dos para eliminarse de la cola de preguntas. Ahora cedo la palabra al Sr. Jon Rigby para la sesión de preguntas y respuestas.

Muchas gracias. Vamos a pasar a la primera pregunta de la cola, que es de Alejandro Vigil de Santander. Alex, si quieres hacer tu pregunta. Gracias.

Sí. Gracias por atender mis preguntas y felicidades por este resultado. Probablemente dos preguntas que también están relacionadas potencialmente con el Capital Market Day en 2027. Pero básicamente, viendo el sólido crecimiento subyacente en el negocio upstream, mi pregunta es ¿cuál es el nivel de CapEx que necesitan para mantener este perfil en los próximos años? ¿Si los 7 mil millones de EUR son suficientes o tienen que revisar esta cifra?

La segunda pregunta es sobre Venezuela. Estoy muy interesado en los proyectos Junín 5 y Perla. ¿Podrían darnos una indicación del CapEx total necesario para alcanzar esos niveles de producción? Aunque también destacaron la posibilidad de farm-out, pero solo para que nos den algunas cifras. Gracias.

Responderé sobre el CapEx. Claramente, es un poco pronto ahora para hablar del Capital Market Day porque estamos empezando a trabajar en las próximas semanas en el plan que vamos a presentar el año que viene.

Pero claro, lo que podría esperar es que el modelo que hemos construido, y por lo tanto demostrado, tiene el potencial de hacerle crecer en diferentes direcciones, diferentes negocios y geografías sin comprometer la cantidad de inversión. De hecho, maximizando la oportunidad y, por lo tanto, la velocidad de esta transformación y crecimiento mientras se mantiene un nivel constante de CapEx. Así que podríamos seguir esperando algo que esté en el rango de lo que hemos visto este año y también el año pasado.

Sobre lo de Venezuela, le cedo la palabra a Guido Brusco.

Sobre Venezuela, como saben, es un proyecto por fases en primer lugar, y luego aprovecharemos las instalaciones con capacidad ociosa. Por supuesto, con el tiempo, tendremos que construir nuevas instalaciones a medida que los volúmenes de producción aumenten. Así que diría que todavía estamos en una fase de evaluación para comprender el nivel de capital. Pero con seguridad, al principio será de baja intensidad, utilizando la capacidad ociosa que hay disponible en el país.

De acuerdo. Entendido. [Contenido en otro idioma]

Ese es Guido. Gracias, Alex. Ahora vamos a pasar con Michele Della Vigna de Goldman Sachs. Michele.

Muchas gracias, y felicidades por los resultados tan sólidos. Quería hacer dos preguntas. Primero, sobre las tarifas de los petroleros para crudo, hemos visto un aumento increíble, más de 20 veces el nivel normalizado. ¿Podría darnos una idea de qué parte de sus necesidades de transporte de crudo está cubierta por acuerdos a largo plazo frente a las tarifas spot? Nunca había importado tanto antes, pero es muy importante, especialmente a medida que empezamos a modelar las realizaciones del cuarto trimestre.

En segundo lugar, han logrado tipos impositivos muy bajos en los últimos dos trimestres. Están proyectando entre el 36% y el 37% para este año. ¿Es eso también lo que deberíamos usar para el modelado del próximo año? O quizás, con un entorno de refinado más normalizado, digamos que algo más cercano al 40%-45% sería más apropiado. Gracias.

De acuerdo. Dejo que Stefano Poyatti, Jefe de Trading, responda sobre la tasa de los petroleros, y luego volveremos a la tasa impositiva.

Sí. En cuanto a la estrategia de transporte, diría que aproximadamente el 60% del transporte que realizamos está bajo acuerdos a largo plazo. Esto nos proporciona una mitigación frente a los precios muy altos que estamos viendo actualmente en el mercado por un lado, y por otro nos da la certeza de poder entregar los volúmenes.

El 40% restante es más bien, digamos, en el mercado spot. Pero digamos que, en más de la mitad de esos, somos capaces, a través de las ventas, mediante la venta de contratos en realidad, de trasladar esos costes al comprador.

De acuerdo. Sobre la tasa impositiva, claramente, la evolución de la tasa impositiva está relacionada con dos factores. Uno es el nivel de precios. Claramente, la contribución de los diferentes segmentos o diferentes geografías de upstream en un caso, pero también desde el punto de vista de los diferentes negocios. R&M por un lado, o gas y energía por otro, y Enilive está apoyando en ayudar a reducir la tasa impositiva.

El otro factor que es más estructural, no relacionado con el precio, es el hecho de que la combinación de negocios reduce el tipo impositivo. Usted recibe prácticamente solo el resultado neto de esta empresa y, por lo tanto, no tiene ningún tipo aplicado a ese resultado. Por esta razón, debería esperar claramente un rango que sea mucho más bajo que el nivel histórico que tuvimos en el pasado en un entorno de precios normalizados. Claramente, el precio se mantiene donde está ahora. Esto también está ayudando a mantenerlo aún más bajo. Gracias.

Gracias.

Gracias, Michele. Vamos a pasar a Alessandro Pozzi en Mediobanca. ¿Alessandro?

Sí. Gracias, Jon. Tengo dos preguntas. La primera es sobre el regreso a Venezuela. Usted habló de un enfoque por fases. Habló de una fase inicial de 200,000 bpd, aumentando potencialmente a 1 millón, lo cual es bastante significativo. Creo que, ¿es eso solo para Junín 5? Eso es lo que entendí. Me preguntaba si podría darnos un poco del cronograma aproximado en el que aspiran llegar allí.

Además, creo que Junín está en la Faja del Orinoco y, históricamente, ha sido petróleo pesado. Se necesitan muchos diluyentes para extraer el petróleo. Me preguntaba sobre cualquier desafío técnico que puedan enfrentar allí, básicamente.

La segunda pregunta es sobre Argentina. Creo que hay un FID previsto para alrededor de fin de año. ¿Podría darnos una actualización sobre las aprobaciones regulatorias que necesitan, el marco RIGI y también la financiación? ¿Podría aclarar cuál sería la contabilidad para el upstream de Argentina y el GNL? Gracias.

Dejo ambas respuestas en manos de Guido.

De acuerdo. Yo también estoy terminando. De acuerdo. Empezando por Venezuela, es una cuestión de tiempos. En la Fase 1, que llegaría a los 200,000 bpd, esperamos entre 18 y 24 meses. Luego tenemos otro nivel intermedio, que es 400, el cual alcanzaremos para finales de 2029. Después, el millón es el potencial que alcanzaremos a mediados de, digamos, 2032, 2033.

Hay que tener en cuenta que esto es un supergigante con 35 billion barrel de petróleo en el lugar. Por lo tanto, el potencial está ahí. Claramente, tenemos que construir, como usted ha apreciado, la logística adecuada, la cadena de suministro adecuada, y esto llevará algo de tiempo, por supuesto. Desde el punto de vista del subsuelo, conocemos las rocas, conocemos el yacimiento.

Ha señalado el punto correcto. Necesitamos muchos diluyentes, pero también tenemos sinergias con nuestros activos en Venezuela. Tenemos condensado de Perla, y esperamos duplicar la producción de condensado en Perla con la futura exportación de GNL. Esto podría utilizarse como diluyente para el crudo pesado de Junín 5.

Igualmente, tenemos otro activo, Corocoro, en el cual también tenemos un plan para aumentar la producción. Es crudo ligero, o más ligero que el crudo de Junín 5, y esto también podría utilizarse como diluyente. La cantidad requerida es grande, pero también tenemos algunas sinergias que podemos aprovechar en el país para superar eso.

Para ir a Argentina, hay algunas cosas requeridas para la FID. Desde un punto de vista técnico, comercial y también de la cadena de suministro, se han identificado contratistas, por lo que esa parte del trabajo está hecha. RIGI, acabamos de presentar la solicitud y esperamos que sea aprobada antes de, por supuesto, la FID.

El gobierno y las partes interesadas son muy solidarios. El RIGI ha sido diseñado para este tipo de proyectos. El RIGI trata sobre megaproyectos como este. En cuanto a la financiación, por supuesto, hicimos un sondeo de mercado. Hemos probado el mercado. Hay un apetito muy fuerte. Nuestro objetivo es lograr una financiación del 65%-70% para este proyecto. En cuanto a la contabilidad, yo dejaría a-

Yo complementaré eso. En la contabilidad, tanto las actividades de upstream como las de midstream se consolidarán, porque estaremos estructurados en torno a un vehículo de propósito especial que, como también dijo Guido, atraerá las herramientas de financiación específicas.

De acuerdo. ¿Eso incluye el GNL, la parte de midstream?

Correcto.

Sí. Es midstream.

De acuerdo. Muy bien. Gracias.

Gracias, Alessandro. Ahora vamos a pasar con Lydia Rainforth de Barclays. Lydia.

Gracias, Jon, y buenas tardes a todos. Una vez más, gracias por los resultados y la presentación. Una pregunta rápida solo sobre Venezuela. Solo quiero volver a, creo que fue la diapositiva cinco, donde hablan de 600,000 bpd de nueva producción solo en 2030 como sancionada en 2026. ¿Puedo comprobar si eso incluye a Venezuela o no? Simplemente porque, obviamente, esa aún no ha sido sancionada. Así que solo quiero verificar eso.

Luego, cuando miran esa idea de 2026, cambiando materialmente la cartera y añadiendo tantos recursos como tengan, ¿pueden darnos una idea de la escala de ese cambio en términos de, ¿sienten que este ha sido un año en el que para Eni ha habido un cambio de nivel en las adiciones de recursos? Gracias.

Creo que Guido es la persona adecuada.

Sí. Esos de los 600,000 bpd, Venezuela no está incluido, para darles una respuesta directa. 2026 fue claramente un año muy estratégico y un punto de inflexión para nosotros. Hemos continuado con nuestro fenomenal éxito en la exploración, pero también, con el acuerdo estratégico en Venezuela y Argentina, hemos accedido a recursos muy grandes en Vaca Muerta y, por supuesto, en Junín 5.

Los $4.6 billion de BOE reflejan ese acceso. Por supuesto, la mayor parte la realizan Argentina y Venezuela. Pero si pudieran haber apreciado también en la diapositiva, hemos creado cuatro grandes centros motores de crecimiento. No es solo América, también es Indonesia con los dos FID, y el tercer centro que viene con Geliga.

Pero también es África y el Mediterráneo con Cronos en el Mediterráneo, con el descubrimiento de Denise en Egipto, con Baleine Fase 3, con Greater PAJ en Angola, con el aumento de producción de Congo LNG, Coral North en Mozambique. Así que es Venezuela y Argentina, pero no solo eso.

Gracias.

Gracias, Lydia. Vamos a pasar ahora con Josh Stone de UBS. Josh.

Sí, gracias, Jon, y gracias, Francesco. Gracias a todos los demás. Una pregunta sobre el balance que es bastante llamativa, vuestro apalancamiento ahora está por debajo del 10% sobre una base pro forma. Así que me pregunto cómo están pensando en eso, Francesco, mirando hacia 2027. Si la recuperación actual continúa, ¿consideraríais pasar a ser potencialmente neto en caja? ¿O la idea es simplemente seguir devolviendo exceso de caja a los accionistas? Solo tengo curiosidad por sus pensamientos al respecto.

Segunda pregunta sobre químicos. Todo parece ir mejor de lo esperado, excepto por Versalis, donde parece que está perdiendo más dinero que el año pasado, al menos en los últimos nueve meses si incluyo el coste de la transformación. Entiendo que el entorno macro ha sido muy difícil para los petroquímicos, pero ¿cree que se puede hacer algo más para ayudar a detener las pérdidas aquí? Gracias.

Gracias, Joshua, por la pregunta sobre el apalancamiento. Claramente, tenemos un modelo que nos permite crecer y distribuir, como hemos dicho, a un nivel récord, pero también gestionar los diferentes ciclos de los precios del petróleo y de las materias primas. La verdadera ventaja de lo que hemos construido es una especie de barco que es capaz de navegar por diferentes mares.

Claramente, en un periodo como el que hemos visto en este 2026, hay, ¿cómo puedo decirlo?, una cantidad de efectivo que originalmente no estaba incluida, pero que consideramos en cualquier caso. Diría que fuimos bastante capaces de anticipar un escenario potencial para compartir este excedente con el accionista. Por otro lado, utilizar este excedente para nuestro balance.

En 2027, claramente, tenemos que ver cómo evoluciona la crisis en los próximos meses. Llevará tiempo recuperar un entorno de precios normalizado. Lo que es más importante es que para nosotros, la oportunidad es utilizar al máximo el potencial financiero que tenemos dentro de la empresa. No es solo que el apalancamiento de Eni sea una referencia, sino también los diferentes potenciales financieros que hay dentro de la combinación, de la diferente entidad que hemos construido.

¿Esperamos alcanzar una deuda neta positiva en efectivo? No está en nuestras previsiones, pero es algo que podría ocurrir en caso de que el escenario se dé. La política de distribución, creo que es algo que vamos a discutir con el consejo con el plan bajo nuestros ojos con el consejo el año que viene. Claramente, es algo que seguirá la misma lógica. Si hay un excedente relacionado con nuestra capacidad para captar y ejecutar mejor de lo esperado, nos gusta compartir ese excedente. Dejo la respuesta sobre Versalis a Adriano.

Sí. Gracias a Josh por la pregunta. Creo que debemos hacer una distinción entre cuál es la trayectoria y qué fue el segundo trimestre de 2026. Ese fue un trimestre especial. Permítanme decir especial por el impacto de Hormuz.

Cuando miramos, como usted pide, en comparación con el mismo trimestre de 2025, el EBIT pro forma es ligeramente mejor. Diré que la línea es ligeramente mejor que el tercer trimestre de 2025. Como resultado de un escenario que sigue siendo extremadamente débil desde el punto de vista de la demanda, pero que es significativamente peor desde el punto de vista de los servicios públicos.

Usted sabe que el sector químico es muy intensivo en energía, y también por el impacto negativo de los aranceles de importación que, a partir del 1 de julio de 2026, han sido eliminados por completo frente a EE. UU. Por supuesto, esto sitúa a Europa en una posición aún más débil desde el punto de vista de la competitividad.

Lo que hemos hecho y lo que estamos haciendo es avanzar con nuestro plan de transformación que, en base trimestral, representa casi EUR 90 million. Lamentablemente, esto se ve completamente compensado por los servicios públicos y por el escenario negativo.

¿Qué más podemos hacer? Es necesario tener en cuenta que, como siempre hemos discutido, Europa no tiene la fuerte demanda de Asia, y Europa no tiene la competitividad en términos de materias primas y energía que tienen Oriente Medio y EE. UU. Europa tiene que jugar con competencias e innovación para transformarse. Esto es lo que estamos haciendo, y esto es lo que vamos a compartir más también en el próximo capital market day sobre cómo vamos a acelerar nuestra transformación.

Gracias.

Gracias, Adriano. Gracias, Josh. El siguiente es Paul Redman de BNP Paribas. Paul.

Hola a todos, y muchas gracias por su tiempo. Mi primera pregunta es sobre los márgenes de refinado. Si miro sus supuestos macro para 2026, creo que están sugiriendo un margen SERM de unos $25 por barril para el cuarto trimestre. Quería preguntar qué han visto hasta ahora en octubre sobre los márgenes SERM y si eso incluye los costes de envío, como se discutió al principio de la llamada.

En segundo lugar, como parte de sus compromisos de Eni para Italia, han establecido topes de combustible. Quería preguntar cuál podría ser el impacto trimestral en los beneficios y el flujo de caja derivados de esos topes. Gracias.

De acuerdo. Si quiere responder, Pino Ricci, y luego él responderá sobre el tope.

Sí. Gracias por la pregunta sobre el margen de refinado. Por supuesto, el SERM ajustado, el margen estándar que utilizamos, incluye el coste de flete que aumentó mucho durante el último periodo debido a la situación en Ormuz.

Como también incluyen los diferentes rendimientos que, por supuesto, cambian en el crudo, el cambio en la composición completa del crudo.

Sobre el-

Y perdón, solo-

Oh, sí.

Disculpas por interrumpir. Solo iba a preguntar, ¿cuál es el SERM hoy?

El SERM de hoy, les digo cuál es la cifra, es de $22. El trimestre de hoy es de $18.

Gracias.

De acuerdo, sobre el límite que mencionó, claramente vale la pena mencionar que, para nosotros, hacer negocios significa gestionar una estrategia para buscar un valor sostenible y a largo plazo. Creemos que las empresas tienen una responsabilidad social. No podemos ser una empresa que esté, digamos, viviendo en una especie de burbuja fuera del mundo real. Tenemos que ser realistas y pensar que apoyar al cliente es una prioridad para una empresa que trabaja en necesidades básicas como la energía.

Por esta razón, hemos decidido introducir un límite a nuestras ventas de gasolina y diésel. Este es un límite que será, digamos, evaluado periódicamente. En cuanto al impacto, estimamos que bajo las condiciones actuales del mercado, asumiendo el nivel que hemos visto hasta ahora, el impacto en un trimestre estará en el rango de unos pocos cientos de millones. Esta es la lógica de lo que estamos haciendo y la magnitud del impacto.

Gracias por eso.

Gracias, Paul. Vamos a pasar ahora con Henry Tarr de Berenberg. Henry.

Hola, y gracias por responder a mi pregunta. ¿Podríamos centrarnos en Enilive? Otro trimestre muy sólido en el Q3. ¿Cuál es la perspectiva para ese negocio en el Q4 y luego hacia 2027?

Parece que la política en Europa sigue siendo muy favorable. ¿Creen que seguirá siendo así incluso si mantenemos precios muy altos para los consumidores? ¿Creen que la seguridad de suministro prevalece sobre el problema del coste? Gracias.

Sí. Le cedo la palabra a Stefano Ballista, el CEO de Enilive.

Sí. El escenario del mercado es muy constructivo. El punto clave está impulsado principalmente por los fundamentos. Los fundamentos significan que en Europa, la Directiva de Energías Renovables que ya se ha implementado en 17 países, y hemos recibido borradores de otros siete países que lo harán justo después. Esta demanda se va a mantener.

En EE. UU., la lógica es la misma. Además del nuevo objetivo de la EPA que comentamos en el trimestre anterior, hemos obtenido una mayor claridad sobre el crédito de producción de combustible limpio durante este trimestre, lo que va a aumentar claramente y reducir la incertidumbre del mercado. Además, hemos tenido la reasignación de la exención de pequeñas refinerías a el resto de la demanda, manteniendo así el escenario muy favorable.

De cara al futuro, vemos que la situación se mantendrá. El contexto geopolítico actual va a aportar una contribución adicional al biocombustible, además de la sostenibilidad ambiental, en términos de seguridad de suministro. Debido a que la cadena de valor del biocombustible está desvinculada de la del petróleo, pueden utilizarse con la misma red de distribución y con el mismo motor. Este es un valor añadido que vemos en el biocombustible, reforzando los sólidos fundamentos actuales.

Gracias. Si pudiera hacerle una breve pregunta de seguimiento. ¿Están exportando volúmenes a los EE. UU. hoy?

Hoy no estamos exportando volumen a los EE. UU. porque la salida óptima es Europa, dados los arbitrajes. Tuvimos volumen de los EE. UU. a Europa hasta, digamos, hace un par de meses debido a los arbitrajes abiertos.

Ahora, dado el cambio en la economía de los EE. UU., que está en un nivel muy alto, la solución óptima es mantener ese volumen en los EE. UU.

Muchas gracias.

De nada.

Gracias. Gracias, Henry. Vamos a pasar ahora con Massimo Bonisoli de Equita. ¿Massimo?

Hola, Jon. Gracias, y buenas tardes. Una pregunta sobre Plenitude. Han reducido la previsión de EBITDA a 1.2 mil millones de EUR desde 1.3 mil millones de EUR, citando una mayor presión competitiva en el sector minorista y condiciones más débiles en las renovables. ¿Podría detallar qué factores están impulsando la rebaja y si prevén que estos vientos en contra persistan hasta 2027? Gracias.

Sobre, sí, Plenitude. El entorno del mercado, en particular el minorista, fue especialmente difícil porque hay una serie de actores que están entrando en el mercado con políticas agresivas, por lo que están intentando abrirse para construir sus bases de clientes y, por lo tanto, están definiendo actividades de marketing agresivas. En realidad estamos trabajando y reaccionando, como también habéis visto recientemente con la política, con el nuevo anuncio que hemos hecho, y vemos una mejora o el retorno de un número considerable de nuevas entradas en nuestras bases de clientes.

Eso también se vio amplificado por la adquisición de Acea Energia que completamos este año. Hay otro factor que está impactando nuestro rendimiento este año que fue extraordinario. Estuvo relacionado con el hecho de que durante el verano hubo un pico en términos de demanda de energía que prácticamente superó con creces cualquier expectativa de nuestros clientes. Por lo tanto, tuvimos que comprar esa energía en el mercado spot, así que esto es algo que volverá positivamente, claramente relacionado con el tiempo o las condiciones climáticas.

Claramente, tenemos que seguir adaptando nuestra actividad de marketing minorista para tener en cuenta este nuevo entorno que caracteriza principalmente al mercado italiano. Prevemos claramente una mejora. También debemos tener en cuenta que con la nueva inyección de capital, Plenitude tiene probablemente una de las posiciones más sólidas en términos de poder financiero entre los actores del sector. Necesitamos utilizar este dinero de la mejor manera.

Gracias, Francesco.

Gracias, Massimo. Vamos a pasar ahora con Chris Kuplent de Bank of America. ¿Chris?

Sí, muchas gracias. En la misma línea, si me permite preguntarle, Francesco, quizás pueda darnos una estimación general sobre el impacto de todos estos topes de precios que han publicado en sus comunicados de prensa en las últimas semanas, ya sea en combustibles, en electricidad, etcétera. En cualquier forma, ¿podría darnos una idea del impacto financiero de ello?

Luego iba a dar seguimiento y preguntarle si puede darnos más información sobre el cronograma de dividendos de sus filiales, para que podamos tener una mejor idea de lo que hay en su presupuesto del cuarto trimestre y qué esperan allí, porque parece que el tercer trimestre fue una recepción bastante generosa en términos de pagos de dividendos a la matriz. Gracias.

Sobre el tope de precios, ya hemos dicho que, asumiendo el nivel actual del tope y asumiendo la curva forward actual, estamos hablando de unos pocos cientos de millones en un trimestre. Eso está relacionado con el combustible.

Si bien para el posicionamiento de marketing de Plenitude son solo unos millones para este año y un poco más para el próximo, no está cambiando la cifra global que mencioné anteriormente.

En el cuarto trimestre, el principal contribuyente para la política de distribución será Searah. Eso es material. También hay alguna contribución proveniente de Vår Energi, y creo que también de Azule.

Genial. Gracias.

Gracias, Chris. Llegando al final de la lista, tenemos a Alastair Syme en Citigroup. Al, ¿sigues con nosotros?

Sí, Jon.

Muy bien.

Quizás esta sea una pregunta para Stefano. Estaba mirando los datos de ventas de Enilive y me sorprende un poco ver un crecimiento bastante sólido, particularmente en Italia. Creo que se refiere a las ventas minoristas que subieron un 11% interanual. Quizás solo un poco de perspectiva sobre eso. ¿Estamos viendo los datos de ventas en las mismas tiendas? Quiero decir, estamos en medio de una crisis energética. Es inusual ver cifras de crecimiento de dos dígitos. Gracias.

Sí, para Stefano.

Sí, no, gracias por la pregunta. Bueno, el crecimiento es impulsado por la demanda minorista. Esto está claramente relacionado con nuestra estrategia de precios también. Esto es parte del enfoque en los clientes, por lo que es parte de la responsabilidad social que Francesco acaba de destacar.

En la parte superior, de hecho, nos enfocamos mucho, digamos, antes del enfoque de precios con tope de precio para optimizar el valor, incluyendo también la contribución no petrolera, así que en su conjunto. La otra cara de este enfoque es que, para optimizar la cartera, redujimos nuestra exposición mayorista exactamente para maximizar el valor. Por lo tanto, reduciendo la exposición en el segmento de menor margen en el mayorista, dado la cartera actual y dadas las dinámicas de mercado actuales en términos de plus precio, plus premium.

Solo para que quede claro, Stefano, lo que estamos viendo es algún tipo de ganancia de cuota de mercado en el lado minorista, ¿es así como hay que interpretarlo?

Oh, sí, definitivamente. Perdón. Sí, absolutamente.

Sí.

Hay una ganancia significativa de cuota de mercado, sí. Es exactamente la implicación, esta cifra se refiere a nosotros, no al mercado global. El mercado global está prácticamente en línea. En Italia, no ha habido ningún cambio significativo en comparación con las expectativas. Este es un volumen extra que estamos captando gracias a la estrategia general que tenemos implementada.

Perfecto. Muchas gracias.

De nada.

Gracias, Al. Vamos a pasar a la última pregunta ahora. Es Sasi de Jefferies. Sasi, ¿estás ahí?

Sí. Gracias por tomar mi pregunta. Me quedaba una sobre Venezuela, con respecto a Perla. Me preguntaba si sería posible proporcionar un cronograma para el desarrollo de la instalación de exportación allí también.

Informes de prensa recientes han indicado que se podría incorporar a un socio inicial al proyecto. Me preguntaba si pueden comentar sobre esas discusiones, si lo están comercializando actualmente, y aclarar si es necesaria una farm down para obtener un FID en el proyecto de exportación allí.

Guido. Gracias.

Sobre Perla, hemos presentado el plan de desarrollo, que prevé dos etapas. Una es la eliminación de cuellos de botella de la planta terrestre actual para proporcionar 90 millones de pies cúbicos estándar adicionales por día al mercado nacional, y luego la segunda fase es la exportación a través de un FLNG de unos 3.4, 3.5 millones de toneladas por año.

Ya hemos indicado que una vez que obtengamos la FID, llevará tres años y medio, más o menos, poner este volumen en producción. La FID, por supuesto, está sujeta a la aprobación del plan de desarrollo por parte del gobierno. La buena noticia es que el trabajo técnico se ha realizado y también se ha identificado, de alguna manera, la cadena de suministro.

Gracias.

Gracias, Sasi. Gracias, Guido. Con eso, vamos a cerrar la llamada. Muchas gracias por su interés. Si tienen cualquier otra pregunta, no duden en ponerse en contacto con el equipo de relaciones con los inversores. Que tengan un buen fin de semana. Muchas gracias.

Gracias.