Es partner de YPF en Argentina LNG y el offshore
Mientras la mayoría de las grandes petroleras recortaban su exposición exploratoria bajo la presión de inversores y el discurso de la transición energética, ENI fue en sentido contrario.
Claudio Descalzi, su CEO, lo sintetizó esta semana ante la industria reunida en CERAWeek 2026 en Houston con una frase directa: hay que ser rápido. La velocidad de monetización, explicó, es la única forma de justificar el riesgo exploratorio frente a los accionistas. Argentina es uno de los escenarios donde esa lógica se aplica con más claridad: ENI es socia de YPF y de XRG, el brazo internacional de la Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC), en uno de los proyectos de gas natural licuado más avanzados en desarrollo actualmente en el país.
La exploración como diferencial competitivo
El argumento central de Descalzi en su diálogo con el analista Daniel Yergin no fue un anuncio ni un número: fue una tesis. En los últimos 15 años, dijo, la exploración fue para ENI el motor de crecimiento, pero también de generación de capital y liquidez. Mientras la industria hacía outsourcing de sus capacidades exploratorias, ENI las internalizó.
El resultado es una tasa de éxito del 75 al 80%, contra una media sectorial del 35%. Desde 2014, la compañía descubrió más de 12.000 millones de barriles en siete países de Asia, Oriente Medio, África, América del Sur y el norte de Europa. Solo en 2025 sumó unos 900 millones de barriles equivalentes de petróleo (boe, del inglés barrels of oil equivalent). De esos descubrimientos, el 60% ya fue convertido en producción o venta.
Esa posición es contracultural en un sector que, desde la presión ESG de los años previos a la pandemia, tendió a reducir la exploración como señal de disciplina financiera. Descalzi invirtió ese argumento: la exploración bien ejecutada no es un costo a minimizar sino la fuente más eficiente de generación de valor.
El modelo dual: velocidad sin ceder el control
El mensaje táctico más concreto de la sesión fue la urgencia de la ejecución. ENI desarrolló lo que Descalzi describió como un modelo de exploración dual: la compañía retiene la condición de operador mientras asegura flujo de caja temprano a través de ventas parciales o acuerdos de desarrollo conjunto. El mecanismo resuelve un dilema clásico del sector: cómo monetizar rápidamente un descubrimiento sin perder el control operativo ni depender enteramente del capital externo.
Ese mismo principio se aplica a escala de proyecto en lo que la compañía denomina sus «compañías satélite». Estructuras como Plenitude (su división de energías renovables y retail) o Azule Energy (la fusión con bp en Angola) se autofinancian y tienen su propia arquitectura de capital, liberando a la matriz de consolidar toda la deuda y el capex. El plan 2026-2030 profundiza esa lógica: prevé inversiones brutas por debajo de los u$s 6.000 millones anuales (unos u$s 2.000 millones menos que el ciclo anterior) con inversiones netas de aproximadamente u$s 5.000 millones una vez incluido el aporte de las operaciones de cartera. Para 2026 específicamente, el capex se proyecta en u$s 7.000 millones, una reducción del 18% respecto de 2025.
ENI en Argentina: del LNG al offshore del Atlántico Sur
La presencia de ENI en Argentina no es nueva, pero en los últimos meses se volvió más densa. El vínculo más visible es Argentina LNG, el proyecto tripartito que la italiana desarrolla junto a YPF y XRG con el objetivo de exportar gas natural licuado (GNL) desde Vaca Muerta. El 12 de febrero pasado, las tres compañías firmaron un Acuerdo de Desarrollo Conjunto —JDA, del inglés Joint Development Agreement— que formalizó el inicio de la ingeniería básica del proyecto, el FEED (del inglés Front-End Engineering Design).
La escala es considerable: 12 millones de toneladas anuales (MTPA, del inglés Million Tonnes Per Annum) de capacidad de licuefacción, distribuidas en dos unidades flotantes de 6 MTPA cada una ancladas en el Golfo San Matías, Río Negro, con una inversión estimada en u$s 20.000 millones y primeras exportaciones proyectadas para 2030 o 2031. YPF trabaja con JP Morgan en la estructuración del financiamiento de proyecto, que podría alcanzar los u$s 16.000 millones. La Decisión Final de Inversión (FID, del inglés Final Investment Decision) está prevista para el primer semestre de este año.
Pero la alianza YPF-ENI se extiende más allá del GNL. En noviembre de 2025, ambas compañías firmaron un acuerdo por el cual ENI adquiere el 50% del bloque offshore OFF-5 en aguas uruguayas y asume su operación, sujeto a la aprobación de las autoridades de ese país. El bloque abarca unos 17.000 kilómetros cuadrados a unos 200 kilómetros de la costa uruguaya, con profundidades de hasta 4.100 metros, y muestra similitudes geológicas con la cuenca Orange de Namibia, donde ENI concretó descubrimientos de peso en los últimos años. Varias fuentes del sector señalan que la experiencia acumulada en el OFF-5 se proyecta como antecedente directo para eventuales operaciones en el mar argentino.
El contexto: un barril que da urgencia al mensaje
Descalzi habló en un momento inusualmente tenso para los mercados de crudo. El Brent cotizaba en torno a los u$s 104 por barril el 24 de marzo, tras un período de alta volatilidad vinculado al conflicto en Oriente Medio y su impacto sobre el tráfico de petroleros en el Estrecho de Ormuz —la vía por la que circula cerca del 20% del petróleo mundial. En ese contexto, las palabras del CEO de ENI sobre ejecución rápida y seguridad energética no sonaron como reflexión estratégica de largo plazo. Sonaron como una respuesta al momento que atraviesa la industria.