Eni S.p.A.

Operador: Buenas tardes, señoras y señores, y bienvenidos a la conferencia telefónica sobre los Resultados del Primer Trimestre de 2026 de Eni, organizada por el Sr. Francesco Gattei, Director de Transición y Director Financiero. [Instrucciones del operador] Ahora se la paso a su anfitrión para dar inicio a la conferencia de hoy. Gracias. Claudio Descalzi: Buenas tardes. En medio de la volatilidad y la disrupción del sistema energético durante los últimos 2 meses, en Eni seguimos centrados en la entrega del desempeño financiero y en hitos estratégicos clave. Tal como expusimos en nuestra actualización a los mercados de capitales hace poco más de un mes, trabajamos para ofrecer energía fiable, asequible y con menores emisiones de carbono para todos nuestros clientes. Nuestra estrategia industrial, basada en competencias tecnológicas y en la inversión a largo plazo en activos de primer nivel dentro de una cartera diversificada, si acaso, se ha visto aún más validada en el contexto del transcurso de este año. Nuestro marco de inversión, sustentado en un sólido flujo de caja y en un balance robusto, nos permite impulsar un crecimiento líder en el sector. Como resultado, también podemos recompensar a nuestros inversores mediante una combinación de una atractiva distribución y la continua subida del valor del capital del negocio, algo que se ha reflejado en la mejora del precio de la acción. También conviene tener en cuenta que, si bien los mercados energéticos han sido altamente volátiles desde marzo, el promedio del Q1, que además era superior a la hipótesis de planificación establecida en nuestra actualización a los mercados de capitales, estuvo dentro de un rango normal histórico para nuestra industria volátil. De hecho, en términos de euros, fue un poco más débil que el año pasado. 2026 ha registrado un avance muy positivo en términos estratégicos y el Q1 respalda este progreso con unas cifras financieras sólidas. Analizaré las finanzas con más detalle en breve, pero reportamos EUR 3.5 mil millones de EBIT pro forma, flujo de caja de las operaciones de EUR 2.9 mil millones y apalancamiento pro forma del 15%, dentro de nuestro rango esperado del 10%, 15%. Nuestro apalancamiento pro forma, asumiendo el efecto completo de la desconsolidación de Plenitude, es incluso menor, del 12%. Los principales eventos estratégicos del año hasta la fecha incluyen probablemente el mejor inicio de año para exploración, con un nivel excepcional de nuevos recursos descubiertos en 7 países diferentes. El FID de Geng North y Gehem en Indonesia, la estrategia dual de exploración, la materialización de una participación en nuestro descubrimiento de Baleine. Un fuerte crecimiento de la producción, impulsado por el inicio de la producción en NGC en Angola y la primera exportación de LNG desde el segundo Congo LNG. Y, en el sector de la transición, el acuerdo para reorganizar y desconsolidar Plenitude, y el avance de 2 nuevas biorrefinerías en Sannazzaro y Priolo. Pero antes de entrar en los detalles de las cifras financieras, dedicaré un poco más de tiempo a lo que fue el inicio más notable del año en exploración. Como saben, hemos establecido un historial como la principal empresa de exploración del sector, descubriendo un promedio de 900 millones de barriles por año durante los últimos 10 años. Y, si bien nuestra actividad de impacto está algo concentrada al principio de los primeros 4 meses de 2026, ya habíamos añadido alrededor de EUR 1 mil millones de nuevos recursos. De manera crítica, estos nuevos recursos también cuentan todos con una vía de desarrollo y producción creíble y visible, en línea con nuestro enfoque en un tiempo de comercialización eficiente, donde además somos líderes de la industria. El crecimiento de nuestra producción hasta 2030 se ve y es líder en el sector, y estamos construyendo una opcionalidad material para los años 30. En Angola, nuestro afiliado Azule, como operador, anunció el importante descubrimiento de petróleo de Algaita en el Bloque 15/06; las estimaciones preliminares sitúan el petróleo en el lugar en torno a 500 millones de barriles y la presencia de un FPSO a apenas 18 kilómetros promete un desarrollo rápido y eficiente. En Costa de Marfil, el pozo Murene South-1 amplió significativamente el área probada del descubrimiento de condensados de gas Calao, confirmando un descubrimiento de categoría mundial de hasta 5 Tcf y 450 millones de barriles en el lugar.En Libia, en marzo, anunciamos el descubrimiento de gas offshore 2, estimado en más de 1 Tcf de gas en el lugar y cerrado mediante las instalaciones existentes de Bahr Essalam, lo que permitió una conexión rápida. A principios de abril, anunciamos el descubrimiento Denise en la concesión de Temsah, en alta mar frente a Egipto. Nuestra estimación preliminar para Denise es de 2 Tcf de gas y 130 millones de barriles de condensado en el lugar, y se encuentra a menos de 10 kilómetros de la infraestructura de producción existente. Por último, pero ciertamente no menos importante, esta semana anunciamos el colosal descubrimiento de gas condensado Geliga en la Cuenca de Kutei, en alta mar frente a Indonesia. Nuestra estimación preliminar de recursos es de gas en el lugar de 5 Tcf y 300 millones de barriles de condensado; efectivamente, un segundo Geng, ya que Geliga está cerca del descubrimiento de Gula, aún no desarrollado, de 2 Tcf, que incluye también 70 millones adicionales de barriles de condensado y, por tanto, sinergias de desarrollo, además de la misma ventaja de infraestructura y de acceso al mercado que Geng. Hay un caso claro para un desarrollo en vía rápida de un tercer gran centro de producción y para el importante aumento de producción y valor que esto implica. Los resultados del primer trimestre fueron coherentes con la condición del escenario que enfrentamos y con el impulso positivo que estamos generando al hacer crecer la compañía. Pero no se capturó todo el potencial al alza del escenario en este trimestre, ya que nuestras áreas de downstream y biorrefinerías estaban bajo el mantenimiento tradicional que ejecutamos antes del inicio de la temporada de conducción. E&P entregó un crecimiento de la producción del 9% interanual y una captura consistente de los precios de las iniciativas. Interanualmente, el aporte del crecimiento de Noruega y Congo fue especialmente notable, y el resultado se produce después de la interrupción de los volúmenes de Oriente Medio en marzo. El EBIT pro forma de GGP de 0,3 mil millones de euros refleja el escenario más volátil y es coherente con nuestra guía actualizada de 1,3 mil millones de euros en EBIT pro forma. En nuestras empresas de transición, el EBITDA pro forma de 0,52 mil millones de euros es coherente con nuestra guía de todo el año de 2,4 mil millones de euros. Plenitude, que seguirá creciendo tanto en clientes como en nueva capacidad, incrementará su EBITDA bruto en un 20% hasta 1,3 mil millones de euros, mientras que Enilive seguirá viendo un margen de biorrefinería favorable y alcanzará un EBITDA de 1,1 mil millones de euros, un 16% más que el año pasado. La utilización de nuestras refinerías fue baja, lo que refleja un programa importante de turnaround, y debería situarnos bien para el resto del año. Mientras tanto, nuestros resultados en Versalis ponen de manifiesto algunos avances evidentes en los resultados reportados de contención de sus pérdidas, en línea con nuestro plan. La contribución de las participadas reflejó la condición del escenario macro, con la presentación de un fuerte crecimiento de la producción. Un escenario más alto a lo largo del año mejorará los resultados de nuestras filiales satélite y podría mejorar su distribución y también nuestro flujo de caja. La tasa impositiva del 42% estuvo en línea con nuestra guía para todo el año. El flujo de caja de operaciones generado estuvo en línea con nuestra expectativa, con una buena contribución del dividendo de las participadas y una tasa impositiva en efectivo de alrededor del 25%. El capital de trabajo tuvo un impacto negativo significativo en el flujo de caja, consistente con el brusco aumento de precios en marzo, pero no es inusual en ese contexto. Esperamos revertir esto en los próximos trimestres. CapEx fue de 1,9 mil millones de euros, en línea con el monto anual completo de 7 mil millones de euros para el año. El CapEx neto fue en términos generales igual al bruto, con una actividad limitada de cartera en este trimestre más allá de anunciar pero no completar la venta de una participación del 10% en Baleine en Costa de Marfil a SOCAR. Tras el cierre del trimestre, completamos la adquisición previamente anunciada por parte de Plenitude de Acea Energy por alrededor de 500 millones de euros. Pagamos el tercer dividendo trimestral correspondiente a 2025 en marzo y recompramos 280 millones de euros en acciones. Las acciones en circulación se han reducido en un 17% desde el final de 2021. El apalancamiento pro forma del 15% incorpora la transacción de M&A anunciada pero aún no concluida y representa un trimestre en términos generales equilibrado para el efectivo de entrada y el de salida.Esperamos que la consolidación de Plenitude cierre en el tercer trimestre con un beneficio para la deuda neta consolidada durante el trimestre siguiente, ya que la financiación de Plenitude se reestructura. Si incorporamos también este efecto, nuestro gearing pro forma se sitúa realmente en el 12%. Actualizando nuestra guía para 2026, confirmamos las perspectivas para la producción de E&P con una tasa de crecimiento del 3% o el 4%, incorporando nuestra suposición actual para el impacto de la disrupción en Oriente Medio. También hemos actualizado nuestra proyección del escenario de mercado para el año en el contexto de la situación actual, elevando el Brent de todo el año a 83 dólares por barril desde 70, el TTF a 50 euros por megavatio hora desde 36, ya que creemos que será necesaria una cotización más alta para el reabastecimiento de los almacenes vacíos y el margen de refino en Europa, nuestro objetivo a 8 dólares por barril desde 6. Desde el punto de vista financiero, reflejando el escenario modificado que subyace al rendimiento superior, ahora estimamos el flujo de caja de las operaciones, antes de capital circulante, en 13,8 mil millones de euros, un 20% más que los 11,5 mil millones de euros establecidos en marzo. Aplicando nuestra propuesta de política de distribución actualizada, esto implica una recompra de acciones elevada en alrededor de un 90% hasta 2,8 mil millones de euros. Como ya se comunicó, este es el suelo para 2026, que se mantendrá incluso en caso de deterioro futuro del escenario. De hecho, teniendo en cuenta que los precios actuales del mercado están muy por encima de ese nivel, deberíamos esperar un aumento aún mayor de nuestra política de distribución en los próximos trimestres. Nuestra nueva política se someterá a la aprobación de los accionistas en la Junta General Anual del 6 de mayo. Y esto concluye mis comentarios. Y junto con mis colegas de la alta dirección en la llamada, estoy listo para responder a sus preguntas. Operador: [Instrucciones del operador] Ahora dejo la palabra al Sr. Jon Rigby para la sesión de preguntas y respuestas. Jonathon Rigby: Gracias, operador. [Instrucciones del operador] Y vamos a empezar con Biraj en RBC. Biraj Borkhataria: [Dificultad técnica] ¿Cómo deberíamos pensar sobre esos 55 millones de euros este trimestre y qué deberíamos asumir para el conjunto del año '26 y para 27? Y la segunda pregunta es solo sobre Indonesia, y felicitaciones de nuevo por el éxito de la exploración. Ahora que nos acercamos al cierre del acuerdo en el segundo trimestre, ¿pueden decir qué ajuste de caja se espera que sea neto para Eni? Jonathon Rigby: Biraj, ¿podrías revisar tu primera pregunta porque perdimos el inicio. Biraj Borkhataria: Lo siento. Son los costes de transformación, esos 55 millones de euros que has desglosado; ¿qué deberíamos esperar para todo el año? Claudio Descalzi: De acuerdo. Dejo la pregunta sobre el coste de transformación a Adriano Alfani. Sobre Indonesia, esperamos una liquidación en efectivo. Y además, ya sabes que trabajamos en este tipo de modelo con alguna distribución que está relacionada con la capacidad de financiación de esta entidad en forma independiente, pero no divulgamos esta cantidad que, en cualquier caso, sería irrelevante. Adriano Alfani: Claro. Gracias por la pregunta. Me refiero a los 55 millones de euros: si bien comenzamos un proyecto nuevo, seguimos impulsando la eficiencia en todos los sitios que están en transformación. Así que, si lo leemos en base anualizada, deberías considerar aproximadamente 50 millones de euros de eficiencia que vamos a aportar. Por tanto, no deberías multiplicar 55 millones de euros o [indiscernible], sino descontar al menos unos 50 millones de euros de eficiencia que vamos a aportar. Pero necesitas considerar que hoy en día los sitios están en transformación para el futuro, aportando valor a través del proyecto nuevo, porque vamos a iniciar las nuevas actividades. Así que esto es algo que en el futuro generará valor. Y por cierto, está incorporado en nuestro CFO para la guía. Jonathon Rigby: Gracias, Biraj. Ahora vamos a ir -- perdón, un momento. Ahora pasamos -- perdón, disculpas. Ahora pasamos a Alejandro Vigil en Santander. Alejandro Vigil: La primera trata sobre la situación en Oriente Medio en su cartera. ¿Cómo están gestionando la situación y el posible impacto en términos de sus contratos de suministro, su producción de petróleo y gas en general, cómo gestionan este contexto?Y el segundo trata sobre Indonesia. Recuerdo que estabas hablando sobre el nivel máximo del nuevo proyecto conjunto, de unos 0,5 millones de barriles por día. Con los nuevos descubrimientos, ¿ahora esto es un supuesto muy conservador? ¿O reiteras estos 0,5 millones como una guía para la producción? Claudio Descalzi: Dejo a Guido Brusco que responda a las dos preguntas. Guido Brusco: Primero, sobre Oriente Medio, el impacto general es marginal, tanto sobre la producción de petróleo como, por supuesto, sobre el flujo de caja libre. Tenemos una exposición limitada en términos de producción: el 3% de nuestra producción total proviene de Oriente Medio. En cuanto a los productos y al GNL, también es limitado; si no es cero impacto en el GNL, gracias a la flexibilidad de nuestra cartera, a la huella geográfica diversificada, básicamente podríamos hacer frente a los volúmenes que faltan procedentes de Qatar. En cuanto a los productos, nosotros —en todas las materias primas, gasolina, diésel e incluso fuel de aviación— estamos preparados para cumplir todos nuestros compromisos con nuestros clientes. Así que —en Indonesia, sí, efectivamente— yo diría que ese supuesto reflejaba el estado de la base de recursos en ese momento. Por supuesto, al haber descubierto Geliga, que en términos de volumen en el yacimiento es equivalente a Geng, y además otro activo varado allí, Gula, que equivale a alrededor de 2 Tcf —podemos básicamente replicar otro hub en la región. Así que, claramente, esto elevará el objetivo de producción a medio y largo plazo a más de 500; yo diría que 700, y 750 podría ser una cifra razonable. Jonathon Rigby: Gracias, Guido. Vamos a pasar a Josh en UBS. Joshua Eliot Stone: Dos preguntas. Una, solo sobre la recompra y su decisión de cotizarla. Obviamente, entiendo que hay un componente bastante mecánico aquí debido a la nueva guía de flujo de caja, pero más bien una pregunta sobre el momento: por qué sintieron que era el momento para hacerlo tan pronto después del Capital Markets Day y su confianza en eso? Y luego la segunda pregunta: mirando su presentación macro, una cosa que destaca es el supuesto de gas a EUR 50 por megavatio hora, que está por encima de la curva. Ustedes participan en el mercado, en su negocio de almacenamiento. ¿Puede explicar por qué los precios no han subido más hasta ahora? ¿Cuáles cree que son las principales razones? Y por qué establecieron su supuesto por encima de la curva a futuro? Claudio Descalzi: Gracias por la pregunta, que está parcialmente conectada, claramente. Decidimos mover la recompra porque creemos que en realidad ya es evidente que hay una tendencia completamente distinta incluso frente al Capital Markets Day. El Capital Markets Day ocurrió a mediados de marzo. En ese momento, el evento acababa de comenzar: presentábamos nuestro primer escenario, basado claramente en una crisis, pero que podría resolverse en un tiempo más corto. Aún no había habido impactos en las instalaciones que ocurrieron en ese momento específico y que se ampliaron en las semanas siguientes. Y vemos que hay una continuidad o, prácticamente, ya 2 meses dentro de la crisis. Esta crisis no es solo una cuestión de llegar a un cese del fuego o la paz, sino que también se trata de reiniciar muchas infraestructuras y las instalaciones de producción que se cerraron o que resultaron afectadas por incendios y bombardeos. Así que llevará más tiempo. Por esta razón, creemos que hay una aceptación bastante inesperada por parte del mercado sobre la duración de esta crisis, que parece, diría, mucho más impactante de lo que el mercado probablemente está evaluando. En cuanto al gas, específicamente, creemos que en un entorno de EUR 40, EUR 45 por megavatio hora, con una escasez prolongada de gas, especialmente procedente de Qatar: porque incluso si Qatar pudiera reiniciar o si hubiera algún tipo de acuerdo en las próximas semanas, llevará tiempo reiniciar todas estas plantas de esas instalaciones para reanudar el flujo. También hay que considerar que existen cuellos de botella en términos de petroleros o buques y, claramente, de portadores de GNL. Así que, en general, el proceso de rellenar el almacenamiento europeo, que se completó en invierno como mínimo, casi al mínimo, al 25%. Ahora estamos en un 30% y, para alcanzar al menos el 80%, el 90% antes del inicio del próximo invierno, se necesitarán algunas señales de precio que deberían aumentarse. Las señales de precio no solo en la cantidad del valor del primer mes adelantado, sino también en la estructura de la curva, que no es favorable. Por eso creemos que, tanto en el petróleo como en el gas, nuestra plataforma de precios que hemos actualizado sigue siendo conservadora. Jonathon Rigby: Ahora vamos a pasar a Alessandro Pozzi, de Mediobanca. Alessandro Pozzi: El primero es sobre el número de descubrimientos que habéis hecho hasta ahora este año. Me preguntaba si, en vuestro marco de asignación de capital, hay un margen para aumentar el CapEx. Y todos apreciamos la necesidad de ser disciplinados cuando se trata de presupuestación de CapEx. Y me preguntaba, en este punto, ¿el CapEx es más bien una entrada para la hipótesis de vuestro modelo? Quiero decir, ¿queréis mantener ese nivel de CapEx a pesar del escenario actual, o hay margen para acelerar algunos de estos proyectos, especialmente los de Indonesia? Y la segunda pregunta sobre GGP. Solo me gustaría saber si podéis darnos más detalles sobre el aumento de la guía y si eso está conectado también con vuestras hipótesis macro más elevadas. Francesco Gattei: De acuerdo. Haré solo una breve introducción y luego dejo a Guido Brusco y Cristian Signoretto para las dos preguntas. Claramente, en CapEx somos estrictos con un nivel de CapEx que queremos mantener dentro de cierto rango. Tenéis que tener en cuenta que, en exploración, hay exploraciones que ocurren dentro de nuestra combinación de negocios o filiales, asociadas que se reportan en patrimonio. Así que, una vez que veis un descubrimiento en Azule o en Indonesia, esto tendrá un tratamiento diferente en términos de CapEx. Luego dejo a Guido para que explique también por qué, en este caso, el CapEx será relativamente más flexible. Guido Brusco: Sí. Creo que hay 2 palancas aquí. Una es que algunos de los descubrimientos están cerca de infraestructura. Por lo tanto, nuestro tieback, que no requiere una intensidad de capital masiva. Y quiero decir que esos son los que, además de lo que dijo Francesco, están en Angola, como Algaita, como el de Libia o el de Egipto; básicamente, esos están conectados, es decir, de bajo coste. La otra vertiente son los demás, los que hemos hecho en Costa de Marfil y en Geliga. El de Indonesia se aplica de nuevo, el concepto que Francesco acaba de ilustrar. Está dentro de una combinación de negocios. Pero en esos, también podemos aplicar eventualmente nuestro modelo dual de exploración. Así que el CapEx neto sería incluso más beneficioso desde nuestra perspectiva. Ahora Cristian... Cristian Signoretto: Bueno, sobre la guía de GGP. Entonces, yo diría que, en base a los resultados del primer trimestre, que fueron bastante sólidos, y al aumento del volumen y del incremento de las operaciones de trading respaldadas por activos que hemos visto en un escenario más volátil, actualizamos la guía, teniendo eso en cuenta. Y como dijimos antes, extendiendo también, digamos, esta situación y el escenario en general a lo largo del próximo mes, dada la situación que Francesco os explicó antes. Alessandro Pozzi: ¿Hay algún nuevo arbitraje que debamos tener en cuenta para el resto del año? Cristian Signoretto: ¿Decirlo de nuevo, perdón? Alessandro Pozzi: ¿Hay algún nuevo arbitraje que debamos tener en cuenta para el próximo... Cristian Signoretto: No. Absolutamente no. Jonathon Rigby: Gracias, Alessandro. A continuación, nos vamos a trasladar a Al Syme, de Citigroup. Alastair Syme: Primera pregunta, solo sobre el gearing. ¿Puedes confirmar exactamente cuánta deuda neta hay en Plenitude que obviamente se desin consolidará en el tercer trimestre? Y, en segundo lugar, una pregunta sobre el mercado de biocombustibles. Obviamente, hemos visto enormes subidas de precios durante el primer trimestre. Estáis poniendo mucho capital de crecimiento en ese negocio. Pero también esta semana hemos visto que la aerolínea más grande de Europa ha anunciado recortes en rutas debido al precio del combustible para aviones. Y, sin embargo, yo veo y compruebo que el combustible de aviación sostenible, SAF, es un 40% más caro que el combustible para aviones.Entonces me pregunto cómo consideras el tema de la asequibilidad de los biocombustibles en tus previsiones y en tus inversiones [no se distingue]. Claudio Descalzi: Sí, sobre la cantidad de deuda de Plenitude que vamos a des consolidar es de 2,6 mil millones de euros. Eso claramente se reducirá cuando haya un aumento de capital como consecuencia dentro de la nueva entidad. Y luego le dejaré a Stefano Ballista que responda sobre el biocombustible y el SAF. Stefano Ballista: Sí. No, como dijiste, el escenario mejoró significativamente. Y, de hecho, la razón principal de la mejora del escenario está impulsada por los fundamentos del mercado. Está impulsada por el aumento de la demanda que estamos viendo debido a la regulación y a los mandatos que se están implementando. Y son reglas, mandatos y objetivos que se han definido. Si observamos la definición más reciente de nuevos objetivos, me refiero a Estados Unidos con una nueva obligación de volumen renovable, hemos obtenido un aumento de aproximadamente el 60% de la demanda para los próximos años. Esta es la razón principal. La situación geopolítica va a dar un poco de margen adicional, pero marginalmente en comparación con los fundamentos. Esto significa que, de hecho, la perspectiva sobre el biocombustible y se mantendrá definitivamente fuerte. Cuando miras el biocombustible, tienes que mirar tanto el diésel renovable por un lado como el combustible de aviación sostenible. El mercado está acoplado. El combustible de aviación sostenible va a ser la única respuesta para descarbonizar el transporte aéreo. No hay otra respuesta en el momento actual. Y aun con un objetivo pequeño en términos de mezclado, ahora en Europa estamos cerca del 2%, puedes crear una demanda significativa, pero afectando de manera bastante marginal a la posición general de costos. Así que tenemos un espacio considerable para mejorar, no solo en diésel renovable, que es lo que está ocurriendo, sino también en combustible de aviación sostenible, con un impacto marginal en un componente marginal: por un lado, del componente del negocio de la aviación en su conjunto. Esta es la visión sobre el biocombustible. Y como dije, no hay otra respuesta en realidad para descarbonizar el sector de la aviación durante bastante tiempo. Alastair Syme: Stefano, es decir, la aerolínea más grande de Europa básicamente ha dicho que no pueden permitirse el combustible para aviones a este precio. Y acepto que el mandato es solo del 2%, pero está destinado a aumentar. Entonces, ¿cómo demonios van a poder permitirse un alto porcentaje de biocombustible de SAF, si es un 40% más caro que el precio del combustible para aviones, que no pueden permitirse? Parece un enigma. Claudio Descalzi: De acuerdo. Puedo — podemos comentar sobre cuál fue la declaración. Pero desde nuestro punto de vista, claramente, el biocombustible ahora es una solución para tener un suministro completo en una situación de escasez. La prima eventualmente podría reflejar el impacto de la escasez. Y hay que considerar la cadena de suministro o la cadena de producción del SAF, que es relativamente joven y pequeña. Una vez que haya un mercado potencialmente más grande, también mejorarás las sinergias. Así que la posición de costos no es solo una cuestión de, digamos, el proceso industrial. También es una cuestión de tener este proceso alineado en términos de tamaño y materialidad con el potencial de demanda. Esperamos que después de esta crisis haya, como respuesta, no solo soluciones ambientales, sino también que se aplique a un posible riesgo de diversificación para desplegar un uso mayor de este tipo de solución alternativa para barcos, para aviones y para automóviles. Jonathon Rigby: Gracias, Francesco. Gracias, Al. Ahora pasaremos a Michele Della Vigna de Goldman Sachs. Michele Della Vigna: Quería dar seguimiento a tu excepcional éxito en la exploración. Y creo que también has completado el primer pozo en aguas profundas en Libia, y me preguntaba cuáles fueron los resultados iniciales allí. Y segundo, quería volver a la aviación, pero desde un ángulo diferente: sigo leyendo que este verano puede haber falta de queroseno. ¿Cómo ves la situación? Y ¿qué tan bajos crees que pueden llegar los días de inventario antes de que los vuelos realmente empiecen a quedar en tierra? ¿Y cuánto crees que en tus refinerías, realmente puedes orientar la producción hacia una mayor fabricación de combustible para aviones? Claudio Descalzi: Le dejo a Guido que responda a ambas preguntas. Guido Brusco: Entonces, el de Libia ha dado como resultado un descubrimiento no comercial. Y -- pero fue muy importante para nosotros contar con una mejor comprensión de la cuenca, que es bastante grande, enorme, diversa en términos de número de perspectivas. Así que tienes que pensar que esto es un bloque en el que el último pozo perforado fue perforado por nosotros a principios de los años 2000. Así que estamos hablando de una cuenca grande con bastantes recursos aún no aprovechados. Así que es el primer pozo, pero sin duda tendremos más comprensión de la cuenca. En cuanto al combustible para aviones, como dije antes, estamos preparados para satisfacer y cumplir nuestro compromiso con nuestro cliente. Por supuesto, la situación es muy diferente y variada si te refieres a los distintos operadores de vuelos y proveedores. Pero en lo que respecta a Eni, estamos preparados para satisfacer a nuestros clientes. Jonathon Rigby: Gracias, Michele. Ahora vamos a pasar con Paul Redman en BNP. Paul Redman: Sí. La primera pregunta es que volvamos a Enilive. ¿Podrían darnos alguna idea sobre en qué medida han visto márgenes, febrero, marzo y lo que están viendo en abril para el negocio de biocombustibles? Y si son mucho más sólidos, me sorprendió que la guía de EBITDA no se haya actualizado. ¿Es porque los biocombustibles son positivos para el negocio comercial, quizá teniendo algunos más problemas? Y luego, en segundo lugar, sobre el capital de trabajo: creo que mencionaste en tus comentarios preparados que esperas que esto baje. ¿Podrías explicarnos cómo esperas que se desarrolle? Francesco Gattei: Dejo que Stefano responda sobre Enilive y luego yo responderé sobre el capital de trabajo. Stefano Goberti: Sí. En primer lugar, sobre el escenario. En realidad, el escenario en biocombustibles mejoró significativamente durante el primer trimestre, incluso antes del inicio del conflicto. Esto es lo que es cierto en Europa. Y, como dije antes, está vinculado a los mandatos, es decir, a los fundamentos. Un ejemplo: recientemente se aprobó en Holanda el nuevo objetivo de GEI, del 28% frente a una tasa del 14%, y no tenemos ya más doble conteo. Así que, una buena noticia, para ser honestos, totalmente esperada. También en EE. UU.: el mercado ha aumentado significativamente, de nuevo ligado a los fundamentos. Incluso en el primer trimestre, tuvimos un promedio en el RIN de alrededor de 1,5 dólares por RIN. Fue menos de 1 el año pasado. Y ahora estamos cerca de 1,8 después de la aprobación del nuevo objetivo. Así que el mercado ya estaba anticipando el nuevo mandato. En términos de producción, incluso ha sido mejor. Así que esto impulsó adicionalmente el margen general. Esto es en cuanto a fijación de mercado. En cuanto a los resultados, un comentario. En el primer trimestre, como Enlive en su conjunto, obtuvimos 220 millones de euros de EBITDA pro forma ajustado. Esto significa 50 millones de euros por encima del primer trimestre del año pasado. Y esto se ha explicado completamente por el desempeño de las biorrefinerías. De hecho, además de impulsar el potencial al alza, como tú decías, equilibró la presión parcial sobre los precios minoristas que estamos experimentando en Europa vinculada a los precios de los combustibles fósiles. Además, quiero resaltar que, en realidad, en el primer trimestre, tuvimos Venecia bajo mantenimiento y actualización de mantenimiento. Así que se cerró durante todo el trimestre. Y ese resultado se logró sin ese tipo de producción. Venecia volverá durante el segundo trimestre. Y estaremos al máximo potencial en la segunda mitad, así que en la condición de capturar resultados. Último comentario: como dije, definitivamente esperábamos la mejora del escenario incluso en el plan de negocios. Así que esta mejora ya estaba en gran parte incorporada en nuestro plan de negocios, la que estaba relacionada con los fundamentos. El potencial adicional, asumiendo que el potencial adicional va a durar por el momento, esto va a añadir un valor adicional que estamos capturando y que vamos a seguir capturando. Jonathon Rigby: Gracias, Paul. Así que estén atentos. Las próximas preguntas provienen de Lydia Rainforth de Barclays. Lydia Rainforth: Dos preguntas, si pudiera. Quiero decir solo... Francesco Gattei: No, me gustaría responder, muy rápidamente, sobre el capital de trabajo. El capital de trabajo se recuperará, mejorará de inmediato en el próximo trimestre y, claramente, a lo largo del año. Está sujeto a la evolución del pico del precio que reconocimos en el primer trimestre. Perdón, Lydia, por favor continúe. Lydia Rainforth: No, no, eso era importante. Solo 2 preguntas. Una, quería tocar Venezuela y lo que están viendo allí. Y luego la segunda, perdón, esto es más bien algo de largo plazo. Pero, en términos de las conversaciones que tienen con los países anfitriones, con los gobiernos, ¿ha cambiado algo ya? ¿De repente van y dicen: en realidad, queremos acelerar los planes en torno a la exploración. Queremos más en términos de seguridad energética. Queremos que ustedes participen más? Así que, si hay algo: esas conversaciones, o ¿es demasiado pronto para eso en este punto? Guido Brusco: Sobre Venezuela, hace solo un mes hemos firmado un acuerdo, que llamamos Acuerdo de Sostenibilidad Cardón IV, el cual nos permitiría producir básicamente de manera sostenible el gas y proporcionar energía al país. Esto implica también un futuro: esencialmente, esta fijación para el futuro e implica también cierta actividad para hacer un debottlenecking de la planta para aumentar ligeramente la cantidad de volumen para el mercado doméstico y contar con una salida de exportación para los mayores recursos que Perla aporta. Básicamente, Perla es un yacimiento con 20 Tcf. Así que hay un potencial bastante significativo para la exportación. En el lado del petróleo, tenemos 2 activos allí: uno en aguas convencionales y otro no convencional onshore. Pasaron dos cosas. Primero, OFAC emitió una nueva licencia general, que permite que el operador lleve a cabo actividades en Venezuela. Y segundo, a finales de enero de este año se promulgó una nueva ley de hidrocarburos. Esta proporciona un marco: un marco legal y un marco fiscal para desarrollar de manera sostenible nuestros activos petroleros. Y, por supuesto, estamos involucrando a las autoridades para que esto ocurra. Jonathon Rigby: Y la segunda pregunta de Lydia fue sobre los gobiernos anfitriones y el cambio. Guido Brusco: En Venezuela. Jonathon Rigby: Más ampliamente, también creo que. Lydia Rainforth: Acelerar la exploración. Guido Brusco: Sí. No, quiero decir, en general, hay, por supuesto, una reacción positiva por parte del gobierno. Y estamos observando en varias geografías que los gobiernos están más dispuestos a proporcionar el habilitador adecuado para que el operador incremente la exploración, y a dar términos fiscales para producir recursos varados. Por supuesto, hay un elemento de precio que desempeña un papel importante, pero muchos gobiernos están intentando introducir habilitadores para hacerlo posible. El enfoque está en la seguridad energética; claro, la mayoría intenta maximizar la producción doméstica en el lado del gobierno. En el lado de la compañía petrolera internacional, por supuesto, la diversificación es otro pilar de la estrategia. En los últimos 5 años se ha demostrado que 2 proveedores importantes de energía —Rusia y Medio Oriente, tanto para petróleo como para gas— han fallado o se ha demostrado que podrían fallar en la entrega, y que la diversificación en otras geografías, como el Lejano Oriente y América del Sur o América en general, y África, es muy bienvenida ahora en la estrategia. Como Eni, estamos muy bien posicionados en estas 3 geografías. Tuvimos una exposición muy limitada a Rusia. Y, como dije antes, tenemos una exposición limitada al Medio Oriente. Y si observan la cartera a largo plazo, que también presentamos en nuestro último CMU, las Américas, África y el Lejano Oriente tendrán un papel mayor en nuestra cartera. Jonathon Rigby: Gracias, Guido. Ahora vamos a pasar a Martijn Rats de Morgan Stanley. Martijn? Martijn Rats: Tengo 2. Primero que nada, pensé que te haría una pregunta amplia sobre la destrucción de la demanda. Está claro que es un tema, y con un amplio abanico de opiniones sobre si, y en qué medida, la demanda de petróleo y gas podría haberse destruido como resultado de estos precios tan altos. Pero me preguntaba si podría compartir una perspectiva. Y para que quede claro, la naturaleza de la pregunta va más allá del combustible para aviones, que es, de algún modo, un tema separado por derecho propio. Entonces, ¿qué opina sobre la cantidad de demanda de petróleo que se ha destruido como consecuencia de estos precios extremadamente altos? Y la segunda cosa que quería preguntarle es sobre el Argentina LNG FID. Observé que ya no se mencionaba en el informe del 1T, pero debería seguir en el calendario para más adelante este año. Solo quería confirmarlo. Francesco Gattei: Sobre la destrucción de la demanda, creo que pensar en la destrucción de la demanda en un plazo de 1,5 meses es demasiado pronto. Así que pienso que la demanda está ahí. Claramente, podría haber alguna reducción pequeña en el caso de compradores potenciales que no puedan permitírselo, pero la destrucción de la demanda generalmente ocurre en un marco temporal determinado. Así que, por el momento, vemos que no hay destrucción de la demanda. Hay destrucción de la oferta. Hay uso de almacenamiento y hay algún tipo de cambio cuando sea posible cambiar, eventualmente en ciertas plantas de gas con carbón. Pero no he visto una destrucción material real en términos de demanda con los datos que podemos recopilar. Sobre el Argentina LNG, dejo a Guido para completar la pregunta. Guido Brusco: Sobre Argentina LNG, seguimos proyectando un FID para finales de año. Y para darle más visibilidad sobre la actividad, los trabajos de ingeniería están casi completados. El principal, es decir, todas las principales licitaciones EPC están avanzando, y estimamos completarlas para el 2T en su mayoría y a principios del 3T, el resto. Y en paralelo, también se ha logrado un progreso significativo en la comercialización de LNG y NGL, así como en la financiación del proyecto. Así que definitivamente, nos estamos preparando nosotros, y nuestro socio y todos los actores involucrados en Argentina, para -- para un FID a finales de año. Jonathon Rigby: Gracias, Martijn. Y para que quede claro, probablemente sea más una función de una larga lista de proyectos que no podemos encajar en cada trimestre. Martijn Rats: Excelente. Sí. Jonathon Rigby: Sí, Martijn. Pasando a otro tema, tenemos a Matt Lofting de JPMorgan. Matt, ¿tienes algunas preguntas? Matthew Lofting: Sí. Dos, por favor. Primero, me llamó la atención al ver la guía revisada de flujos de caja para 2026 que, si anualizamos el 1T, los nuevos objetivos para todo el año se ven cómodamente por encima de eso. Imagino que probablemente haya efectos de retraso de precios en petróleo y gas que afectaron las cifras en el 1T, en particular dado que los precios subieron con fuerza en marzo. Me preguntaba si podría compartir, de alguna manera, el impacto del retraso de precios y cómo podría reflejarse. Y luego, en segundo lugar, obviamente, es inusual en muchos sentidos aumentar distribuciones y recompras tanto, tan temprano en el año. Obviamente, también es una situación macro inusual en la que estamos. Pero en el pasado, ha hablado de, efectivamente, un suelo duro y un techo blando para las revisiones de recompra. ¿Sigue aplicándose eso para 2026 frente al baseline de 2,8? Francesco Gattei: Sí. Sobre el flujo de caja de los resultados de las operaciones y el hecho es que, claramente, -- como consecuencia, ya sabe que en el primer trimestre, como mencionamos, hubo -- y periodos de inactividad, todavía algo de mantenimiento. Así que no podemos capturar ciertos resultados. También desde el punto de vista de GGP, hubo algunos beneficios que pudimos capturar parcialmente, pero solo durante el último mes del trimestre. Hay una rampa de puesta en marcha de la producción en E&P para mejorar el beneficio adicional a lo largo del año. Y por otro lado, tiene que considerar que hay distribución de las participaciones de empresas asociadas que en ciertos casos sigue una cadencia trimestral, pero en otros casos es de distribución semestral o anual. Así que hay varios elementos que determinarán una distribución diferente en los próximos 3 trimestres frente a lo que teníamos en el primer trimestre. La otra pregunta fue.Sí, la distribución inusual se debe a que contamos con la política y aplicamos la política. Creo que espero que esta distribución se vuelva potencialmente aún más inusual en los próximos trimestres si el mercado persiste. Jonathon Rigby: Gracias, Matt. Vamos a pasar con Massimo Bonisoli, de Equita. Massimo Bonisoli: Dos preguntas. Una sobre el descubrimiento en Indonesia con respecto a la empresa conjunta SEARAH con PETRONAS. A la luz del importante descubrimiento en Indonesia, ¿puede aclarar si los términos del acuerdo ya incorporaban la opción de la ventaja adicional de recursos que acaban de descubrir antes del cierre? Y la segunda sobre la tabla de sensibilidad; dado el aumento reciente de la volatilidad en los mercados de materias primas físicas, con una ampliación del diferencial entre calidades de crudo y geografías, ¿considera que las sensibilidades que proporcionaron sobre precios de referencia siguen representando plenamente la situación? ¿O deberíamos esperar cierta divergencia entre los movimientos de los precios de referencia y su rentabilidad materializada en el entorno actual? Francesco Gattei: Sobre la sensibilidad, entonces dejaré a Guido la pregunta sobre Indonesia. Sobre la sensibilidad, nos dieron —recuerden que, digamos, aplicamos asumiendo un rango de volatilidad más amplio. Así que somos distintos de la sensibilidad habitual con la que se fijaron en una fluctuación de tamaño más corta. Claramente, la volatilidad y —perdón, la sensibilidad— es solo un número teórico. No capturamos todo el arbitraje, también porque el arbitraje no se puede modelar debido a que no sabemos dónde podría aparecer esta posible brecha y el efecto que tendría en el cuello de botella del barril físico que podría surgir. Así que lo mantienes como una referencia clave, pero está claro que habrá alguna situación específica de spot en la que no se aplique la sensibilidad, aunque la sensibilidad se aplique también a 1,7 millones de barriles por día de producción. Así que ese efecto ya diluye, de cierta manera, cualquier caso específico. Se lo dejo a Guido. Guido Brusco: Hay ajustes sobre el capital circulante del flujo de caja libre, pero también hay ajustes sobre los nuevos recursos descubiertos en el período interino y más allá del período interino. Así que existe un mecanismo en el acuerdo para reajustar el valor en consecuencia. Jonathon Rigby: Gracias, Massimo. Vamos a pasar con Fergus Neve, de Rothschild. Fergus? Fergus Neve: Ha habido un intenso flujo de éxitos en exploración al inicio de este año y los 1.000 millones de BOE de recursos descubiertos son muy impresionantes. Solo quería saber si había algún detalle que pudieran compartir sobre más pozos que se estén perforando este año y en qué deberíamos fijarnos, y si hay otros que les entusiasmen especialmente. Y, en segundo lugar, fue positivo ver que el resultado de las químicas mejoró secuencialmente en este trimestre. ¿Cómo deberíamos pensar en esta mejora en términos de la contribución de la reestructuración de Versalis y también del escenario del trimestre? Y de cara al 2T, ¿esperan que el negocio pueda capturar algunas mejoras de márgenes si se materializan? Francesco Gattei: Entonces dejaré a Aldo Napolitano la parte de la exploración y a Adriano Alfani la parte de Versalis. Aldo Napolitano: Sí. En términos de programa: para el programa de exploración del resto del año, —por supuesto, este año contamos con un programa que estuvo realmente adelantado. Así que se perforaron muchos de los pozos de alto impacto. Y en 4 meses, nosotros —tuvimos la secuencia de resultados que mencionaste. Sin embargo, todavía tenemos algunos pozos interesantes que perforar durante el año, nuevamente, en Indonesia, en la cuenca de Kutei. Así que planeamos perforar otro pozo, otra perspectiva interesante. Y tendremos un par de pozos en Egipto y un pozo en Ghana. Con esto se completarán los pozos, al menos con cierta materialidad. Hay una gran parte de nuestra cartera de exploración, de todos modos, que está interesada en perforar para la perforación ILX de campos cercanos (near-field), lo que contribuirá a la producción en el muy corto plazo. Pero en esos casos con reservas más limitadas. Adriano Alfani: Entonces, en el lado químico, si miramos hacia atrás al 1T, la transformación tiene un impacto positivo de aproximadamente 100 millones de euros. Aunque nos enfrentamos a un escenario negativo porque, en el primer trimestre, claramente, había cierto desfase temporal entre lo que Francesco comentaba antes: el efecto sobre la demanda frente al efecto negativo de la oferta, ya que tuvimos mayores costes en términos de materias primas (feedstock) y mayores costes en términos de utilidades. Al final, el impacto positivo, trimestre a trimestre, en nivel pro forma es un poco inferior a 100 millones de euros porque, por el efecto del escenario negativo, aproximadamente 85 millones de euros. Si pasamos al segundo trimestre, estamos poniendo en marcha una acción significativa, además de seguir reduciendo costes y de continuar el plan de transformación, y esperamos que el segundo trimestre sea significativamente mejor que el 1T, también compensando alguna escasez que vemos en el mercado de polímeros, a pesar de que el coste siga siendo alto en términos de materias primas y utilidades. Jonathon Rigby: Gracias, Adriano. Ahora vamos a pasar con Mark Wilson en Jefferies. Mark? Mark Wilson: De acuerdo. Mi primera pregunta es: usted dice cómo se puede cumplir con los compromisos con los clientes, gasolina, queroseno de aviación, diésel, etc., totalmente entendible. Y entonces, ¿eso señala la idea de que los márgenes pueden verse presionados dado los precios de las materias primas? Esa es la primera pregunta. Y luego, la segunda, más general: sí, y además el éxito en las exploraciones, aguas profundas (deepwater), hablando también de desarrollos adicionales. Usted comentó previamente, Claudio, sobre el mercado de servicios y cómo podría haber una posible tensión. Estamos viendo a los proveedores de servicios hablar sobre desarrollos renovados. Entonces, ¿cómo ve usted esa tensión en el mercado de contratistas y qué servicios en particular considera que podrían estar bajo presión dadas las novedades que estamos observando? Francesco Gattei: Sí. Sobre la primera pregunta, sobre el margen: posible riesgo de presión de márgenes. Para nosotros, es un riesgo relativo porque, sustancialmente, en nuestra cadena de suministro podemos cubrir la mayor parte de los productos que entregamos a nuestros clientes. Así que, desde nuestro punto de vista, no estamos en una situación en la que tengamos que depender demasiado del mercado de cargamentos. Podría haber algunos volúmenes relacionados específicamente con el queroseno de aviación, pero esto es una cantidad marginal. Por esta razón, asumimos el compromiso: que es un compromiso claramente relacionado con nuestro valor integrado a lo largo de la cadena. En cuanto a los servicios contractuales en el mercado del petróleo, se lo dejo a Guido. Guido Brusco: Perdón, tengo que volver a empezar. Así que estaba hablando con el micrófono apagado. Entonces, hay 2 elementos que están impulsando el coste en este momento. Uno es el que impulsa la inflación del coste a corto plazo, y esto se debe principalmente al conflicto en Oriente Medio y, por supuesto, en toda la cadena de valor de petróleo y gas: los precios de la energía son más altos, logística, seguros, los costes de las materias primas están aumentando, y esto está generando una inflación de costes casi inmediata. Pero por un momento, imaginemos que esta presión de costes se resolverá pronto, asumiendo que la presión de costes a corto plazo desaparezca. Por supuesto, hay impulsores de presión de costes a más largo plazo: un aumento—un aumento general de la actividad en el upstream. Y hemos notado que, básicamente, si observa las tendencias de inflación de '22 a '23, '23, '24, hasta '25, ya tuvimos un aumento de costes del 15%: quiero decir, empezando desde 2022. Y en la etapa previa a la guerra de 2026 y llegando aquí, estábamos en la región del 3% al 4% de aumento de costes. Pero si suma ese componente a corto plazo, que mencionaba antes, el rango se ampliaría del 4% al 7%. Por supuesto, esto es un promedio. Hay costes que a largo plazo están más bajo presión, como la instalación de buques para la actividad en aguas profundas y otros que están menos bajo presión, como la plataforma de perforación en tierra firme (onshore). Pero esta es la visión general que vemos en el mercado. Y esto también está respaldado por fuentes como el índice IHS UCCI. Jonathon Rigby: Buen trabajo. Gracias, Guido. Gracias, Mark.Ahora vamos a pasar a Chris Kuplent en Bank of America. Chris? Christopher Kuplent: Espero que puedan oírme bien. Solo 2 preguntas breves y detalladas de seguimiento. Me pregunto si pueden hablar con nosotros sobre esos bloques de exploración que han terminado en manos de BP. ¿Se consideró hacerlo con Azule? Estoy hablando de Namibia, perdón. Y quizá puedan decirnos por qué no con Azule. Y segundo, un detalle incluso más pequeño: me pregunto si entre su CMD y ahora han cambiado sus expectativas con respecto a recibir dividendos de ADNOC Refining. Francesco Gattei: Dejo la respuesta a Aldo sobre el bloque en Namibia y luego, sobre ADNOC, responderé más tarde. Aldo Napolitano: Entonces, si entendí correctamente, ustedes se refieren a los bloques que BP ha -- a los nuevos bloques que BP ha tomado en Namibia. Así que se trata de bloques reales de exploración en áreas fronterizas. Entonces, por el momento, es una iniciativa de BP. Por supuesto, estamos en comunicación, pero no forman parte de la actividad de Azule Energy. Francesco Gattei: Sobre ADNOC Refining, hay que considerar que ese dividendo se basa en 2 actividades. Una es la relacionada con la refinación de los crudos. La otra está vinculada al trading. Estas 2 actividades tienen, claramente, perspectivas diferentes bajo la crisis actual. Aún no hemos cambiado ninguna suposición. No es material en el monto total del dividendo que recibimos durante el año. Por lo tanto, mantendré la suposición tal como está y no -- eventualmente, creemos que hay una cobertura relativa entre estas 2 actividades. Jonathon Rigby: Gracias, Chris. Christopher Kuplent: Perdón, la primera respuesta fue que esto era demasiado greenfield. Sé que ustedes no participan, pero me preguntaba por qué no. Francesco Gattei: Entonces, como dije, es una iniciativa tomada por BP, basada en su reconstrucción geológica. Así que creo que la pregunta debe hacerse a BP, perdón. Jonathon Rigby: Gracias, Chris. Ahora vamos a pasar a Sadnan Ali en HSBC. Sadnan Ali: En primer lugar, ¿podrían recordarnos solo los ingresos por desinversión que esperan para el resto del año? Y en segundo lugar, me preguntaba si hay alguna actualización o desarrollo adicional en sus planes para volver a entrar en el trading. Por supuesto, el entorno volátil de precios que estamos viendo ahora es una oportunidad perfecta para capturar beneficios del trading, que beneficiarán a sus pares. Así que me preguntaba si el entorno actual ha acelerado sus planes de alguna manera. Francesco Gattei: En M&A, ya saben que hemos completado Baleine en el primer trimestre. Y también, por el otro lado, hemos completado en el lado de la adquisición HNR, Energea, con Plenitude. Esperamos tener una desinversión adicional completada en el -- durante el año. Tienen la que anunciamos el año pasado. Habrá más oportunidades que estamos valorando. Hacemos exploración, algunos activos cola o áreas que no consideramos núcleo. Así que hay actividad en negociaciones que están más cerca de completarse, y esperamos eventualmente divulgarlo más adelante. Por lo tanto, sigan, como dijimos antes, siendo bastante significativo este año. Además de eso, deben incluir la des consolidación de Plenitude como una oportunidad. Claramente, Indonesia es otro factor que se beneficiará de la desinversión parcial de Indonesia, refiriéndonos al 10% que se beneficiará no solo de un escenario bastante favorable, sino también de los nuevos descubrimientos que están surgiendo y del potencial al alza general relacionado con esa cuenca. En trading, te lo devuelvo a ti. Guido Brusco: Sí. En el trading, tuvimos un recorrido que comenzó con el paso 1: incluir el trading en la cadena de valor global de recursos naturales para intentar capturar todo el margen. Ese fue el paso #1. El paso #2 fue cambiar el modelo: hacer alguna transformación internamente y convertir nuestra unidad de trading, que antes era un proveedor de servicios puro de los diferentes negocios, en un marketplace donde hemos optimizado nuestra actividad en los activos impulsados por las necesidades del mercado.Y luego está esta tercera etapa en la que queríamos mejorar nuestras habilidades blandas en el trading. Contamos con una gran base de activos. Tenemos refinerías, tenemos almacenamiento, tenemos petróleo físico, tenemos gas físico. Tenemos mucho en términos de recursos y activos, y queríamos mejorar nuestras habilidades blandas. Así que iniciamos este compromiso con otros participantes del trading para intentar combinar lo mejor de los dos: lo mejor de una empresa de petróleo y lo mejor de una empresa de trading. Y este es el objetivo del tercer paso, que están — que definitivamente viene a continuación. Y, por supuesto, este escenario lo acelerará. Pero, a pesar de esta situación contingente, lo habríamos hecho en ambos casos, sí. Jonathon Rigby: Vamos a pasar a la última pregunta, que es de Bertrand Hodee de Kepler. Bertrand Hodee: Me queda una sola. Sobre Venezuela, ustedes tenían cuentas por cobrar pendientes de alrededor de 2,3 mil millones de dólares, con un valor realizado estimado de 1 mil millones de dólares. ¿Esperan recuperar más de los 1 mil millones debido al nuevo Acuerdo de Sostenibilidad Cardón IV? Guido Brusco: Sí. Como dije antes, acabamos de firmar un acuerdo, el Acuerdo de Sostenibilidad Cardón IV para fijar el futuro. Y ahora, con este nuevo compromiso y la conversación que estamos teniendo sobre cómo desarrollar los activos petroleros, también fijaremos el pasado. Bertrand Hodee: Y entonces, ¿cómo deberíamos pensar en esos 2,3 mil millones de cuentas por cobrar pendientes? Guido Brusco: Se desarrollarán mecanismos para recuperar estos atrasos dentro del marco del desarrollo del campo petrolero. ¿Es más claro? Bertrand Hodee: Sí. Entonces no será dentro del Cardón IV JV, sino dentro del nuevo marco petrolero? Guido Brusco: O una combinación. Es muy flexible, pero esencialmente estará más enfocado o centrado en el desarrollo petrolero. Francesco Gattei: Un nuevo desarrollo que claramente dará más flexibilidad en términos de carga que podría utilizarse o nuevos ingresos que podrían surgir a partir de la producción — producción adicional. Jonathon Rigby: Considérelo como una solución integral para todos los desafíos que tenemos. Gracias, Bertrand. Gracias a todos por unirse al Q&A y por su atención a la Q1 de Eni. Esperamos hablar con ustedes pronto. Que tengan un excelente fin de semana. Gracias. Operator: Señoras y señores, gracias por unirse. La conferencia ha terminado. Pueden desconectar sus teléfonos.