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Informazioni supplementari sull’attività Oil & Gas previste dalla SEC (non sottoposte a revisione contabile)

Le seguenti informazioni, elaborate in base agli “International Financial Reporting Standards” (IFRS), sono presentate secondo le disposizioni del FASB Extractive Activities - oil&gas (Topic 932). Gli ammontari relativi ai terzi azionisti non sono rilevanti.

MOSTRA TUTTO

Costi capitalizzati

I costi capitalizzati rappresentano i costi complessivi delle attività relative a riserve certe, probabili e possibili, delle attrezzature di supporto e delle altre attività utilizzate nell’esplorazione e produzione, con indicazione del fondo ammortamento e svalutazione. I costi capitalizzati si analizzano per area geografica.

Costi sostenuti

I costi sostenuti rappresentano gli importi capitalizzati o imputati a conto economico relativi alle attività di esplorazione e produzione. I costi sostenuti si analizzano per area geografica.

Risultati delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi

I risultati delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi derivano esclusivamente dalla differenza tra i ricavi e gli oneri direttamente connessi a queste attività comprese le relative spese generali. Non includono alcuna attribuzione di interessi passivi o di spese generali sostenute per funzioni di holding e quindi non sono necessariamente indicativi della contribuzione al risultato netto consolidato di Eni. Le relative imposte sul reddito sono calcolate applicando l’aliquota fiscale vigente nel Paese in cui l’impresa opera all’utile, ante imposte, derivante dalle attività di esplorazione e produzione. I ricavi e le imposte sul reddito includono le imposte dovute nei Production Sharing Agreement (PSA) dove l’onere tributario viene assolto dal partner a controllo statale in nome e per conto di Eni a valere sulle quote di Profit oil.

I risultati delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi si analizzano per area geografica:

Riserve di petrolio e gas naturale

Le definizioni utilizzate da Eni per la valutazione e classificazione delle riserve certe di petrolio e gas sono in accordo con la Regulation S-X 4-10 della U.S. Securities and Exchange Commission.

Le riserve certe sono rappresentate secondo le disposizioni del FASB Extractive Activities - oil&gas (Topic 932).

Le riserve certe sono le quantità di idrocarburi che, attraverso l’analisi di dati geologici e di ingegneria, possono essere stimate economicamente producibili con ragionevole certezza in giacimenti noti, a partire da una certa data, secondo le condizioni economiche, i metodi operativi, e le norme governative esistenti, antecedenti le scadenze contrattuali, a meno che il rinnovo sia ragionevolmente certo, senza distinzione tra l’uso di metodi probabilistici o deterministici usati per la stima. Il progetto di sviluppo deve essere iniziato oppure l’operatore deve avere la ragionevole certezza che inizierà entro un tempo ragionevole.

Le condizioni economiche esistenti includono prezzi e costi usati per la determinazione della producibilità economica del giacimento. I prezzi sono determinati come media aritmetica semplice dei prezzi di chiusura rilevati il primo giorno di ciascuno dei 12 mesi dell’esercizio, salvo i casi in cui il loro calcolo derivi dall’applicazione di formule contrattuali in essere.

Nel 2011 il prezzo del marker Brent di riferimento è stato di 111 dollari/barile.

Le riserve certe non comprendono le quote di riserve e le royalty di spettanza di terzi.

Le riserve certe di petrolio e gas sono classificate come sviluppate e non-sviluppate.

Le riserve certe sviluppate sono le riserve recuperabili attraverso pozzi esistenti, con impianti e metodi operativi esistenti, oppure possono riguardare quei casi in cui i costi degli interventi da sostenere sui pozzi esistenti sono relativamente inferiori rispetto al costo di un nuovo pozzo.

Le riserve certe non sviluppate sono le riserve recuperabili attraverso nuovi pozzi in aree non perforate, oppure da pozzi esistenti che richiedono costi consistenti per la loro messa in produzione.

Dal 1991 Eni attribuisce a società di ingegneri petroliferi indipendenti, tra i più qualificati sul mercato, il compito di effettuare una valutazione19 indipendente, parallela a quella interna, di una parte a rotazione delle riserve certe. Le descrizioni delle qualifiche tecniche delle persone responsabili della valutazione sono incluse nei rapporti rilasciati dalle società indipendenti20. Le loro valutazioni sono basate su dati forniti da Eni e non verificati, con riferimento a titoli di proprietà, produzione, costi operativi e di sviluppo, accordi di vendita, prezzi e altre informazioni. Tali informazioni sono le stesse utilizzate da Eni nel proprio processo di determinazione delle riserve certe e includono: le registrazioni delle operazioni effettuate sui pozzi, le misure della deviazione, l’analisi dei dati PVT (pressione, volume e temperatura), mappe, dati di produzione e iniezione per pozzo/giacimento/campo, studi di giacimento, analisi tecniche sulla performance del giacimento, piani di sviluppo, costi operativi e di sviluppo futuri.

Per la determinazione delle riserve di spettanza Eni sono inoltre forniti i prezzi di vendita degli idrocarburi, le eventuali variazioni contrattuali future e ogni altra informazione necessaria alla valutazione. Le risultanze della valutazione indipendente condotta nel 2011 da Ryder Scott Company e DeGolyer and MacNaughton20 hanno confermato, come in passato, la ragionevolezza delle valutazioni interne.

In particolare nel 2011 sono state oggetto di valutazioni indipendenti riserve certe per circa il 32% delle riserve Eni al 31 dicembre 201121. Nel triennio 2009-2011 le valutazioni indipendenti hanno riguardato l’85% del totale delle riserve certe. Al 31 dicembre 2011 il principale giacimento non sottoposto a valutazione indipendente nell’ultimo triennio è Kashagan (Kazakhstan).

Eni opera tramite Production Sharing Agreement (PSA) in diversi Paesi esteri dove svolge attività di esplorazione e produzione di petrolio e gas. Le riserve certe relative ai PSA sono stimate in funzione dei costi da recuperare (Cost oil) e del Profit oil di spettanza Eni e includono le quote di idrocarburi equivalenti agli obblighi di imposte a carico di Eni assolte in suo nome e per suo conto dalle società petrolifere di Stato che partecipano alle attività di estrazione e produzione. Le riserve certe relative ai PSA rappresentano il 57%, il 55% e il 49% del totale delle riserve certe in barili di petrolio equivalenti rispettivamente per gli anni 2009, 2010 e 2011. Effetti analoghi a quelli dei PSA si producono nei contratti di service e buy-back; le riserve certe relative a tali contratti rappresentano il 2%, il 3% e l’1% del totale delle riserve certe in barili di petrolio equivalenti rispettivamente per gli anni 2009, 2010 e 2011. Sono inclusi nelle riserve: (i) i volumi di idrocarburi in eccesso rispetto ai costi da recuperare (Excess Cost Oil) che l’impresa ha l’obbligo di ritirare a titolo oneroso in base agli accordi con la società petrolifera di Stato in alcune fattispecie di PSA. Le riserve iscritte in base a tale obbligo rappresentano lo 0,3%, lo 0,6% e lo 0,8% del totale delle riserve certe in barili di olio equivalenti rispettivamente per gli anni 2009, 2010 e 2011; (ii) le quantità di gas naturale destinate all’autoconsumo; (iii) le quantità di idrocarburi afferenti all’impianto di liquefazione di Angola LNG; (iv) i volumi di gas naturale presenti nei campi di stoccaggio di Eni in Italia. Le riserve di gas in questi campi sono costituite dalle riserve residue di giacimento e dai volumi di gas immessi in periodi successivi provenienti da altri campi di proprietà di Eni. Non sono inclusi i volumi di terzi o acquistati da terzi. Il gas prelevato dagli stoccaggi risulta prodotto e quindi dedotto dai volumi delle riserve certe quando venduto.

I metodi di valutazione delle riserve certe, l’andamento delle produzioni future e degli investimenti per lo sviluppo hanno un margine di incertezza. L’accuratezza delle stime è funzione della qualità delle informazioni disponibili e delle valutazioni di tipo ingegneristico e geologico. I successivi risultati dei pozzi, delle verifiche e della produzione possono comportare delle revisioni, in aumento o in diminuzione, delle valutazioni iniziali. Anche le variazioni dei prezzi del petrolio e del gas naturale hanno un effetto sui volumi delle riserve certe perché le valutazioni delle riserve si basano sui prezzi e sui costi alla data in cui sono effettuate. Le valutazioni delle riserve potrebbero conseguentemente divergere anche in misura significativa dai volumi di petrolio e di gas naturale che saranno effettivamente prodotti.

Le tabelle che seguono indicano le variazioni annuali delle valutazioni delle riserve certe, sviluppate e non sviluppate, di petrolio (compresi condensati e liquidi di gas naturale) e di gas naturale di Eni per gli anni 2009, 2010 e 2011.

(19) Dal 1991 al 2002 la società DeGolyer and MacNaughton a cui è stata affiancata, a partire dal 2003, la società Ryder Scott.

(20) I report degli ingegneri indipendenti sono disponibili sul sito Eni all’indirizzo eni.com nella sezione “Documentazione/Relazione finanziaria annuale 2011”.

(21) Incluse le riserve delle società in joint venture e collegate.

Petrolio (compresi condensati e liquidi di gas naturale)

Gas naturale

Valore standard dei flussi netti di cassa futuri attualizzati

I futuri flussi di cassa stimati rappresentano i ricavi ottenibili dalla produzione e sono determinati applicando alla stima delle produzioni future delle riserve certe i prezzi del petrolio e del gas di fine anno relativamente al 2008 e i prezzi medi dell’anno relativamente al 2009, 2010 e 2011. Futuri cambiamenti di prezzi sono considerati solo se previsti dai termini contrattuali. Le stime dei futuri costi di sviluppo e di produzione sono determinati sulla base delle spese da sostenere per sviluppare e produrre le riserve certe di fine anno. Non sono stati considerati né le possibili variazioni future dei prezzi, né i prevedibili cambiamenti futuri della tecnologia e dei metodi operativi.

Il valore standard è calcolato come il valore attuale, risultante dall’applicazione di un tasso di attualizzazione standard del 10% annuo, dell’eccedenza delle entrate di cassa future derivanti dalle riserve certe rispetto ai costi futuri di produzione e sviluppo delle riserve stesse e alle imposte sui redditi futuri. I costi futuri di produzione includono le spese stimate relative alla produzione di riserve certe più ogni imposta di produzione senza tenere conto dell’effetto dell’inflazione futura. I costi futuri di sviluppo includono i costi stimati dei pozzi di sviluppo, dell’installazione di attrezzature produttive e il costo netto connesso allo smantellamento e all’abbandono dei pozzi e delle attrezzature, sulla base dei costi esistenti alla fine dell’esercizio, senza tenere conto dell’effetto dell’inflazione futura.

Le imposte sul reddito future sono state calcolate in accordo con la normativa fiscale dei Paesi nei quali Eni opera.

Il valore standard dei flussi netti di cassa futuri attualizzati, relativo alle riserve certe di petrolio e gas, è calcolato in accordo alle regole del FASB Extractive Activities - oil&gas (Topic 932).

Il valore standard non pretende di riflettere la stima del valore di realizzo o di mercato delle riserve certe di Eni. Una stima del valore di mercato considera, tra le altre cose, oltre alle riserve certe, anche le riserve probabili e possibili, cambiamenti futuri di costi e prezzi e un fattore di sconto rappresentativo dei rischi inerenti alle attività di esplorazione e produzione.

Il valore standard dei flussi netti di cassa futuri attualizzati si analizza per area geografica:

Variazioni del valore standard dei flussi netti di cassa futuri attualizzati

La seguente tabella indica le variazioni del valore standard dei flussi netti di cassa futuri attualizzati relativi agli esercizi 2009, 2010 e 2011.

(milioni di euro)
  Società
consolidate
Società
in joint venture
e collegate
Totale
Valore al 31 dicembre 2008 31.452 38 31.490
Aumenti (diminuzioni):      
- vendite a terzi e a imprese consolidate, al netto dei costi di produzione (17.752) (154) (17.906)
- variazioni nette dei prezzi di vendita, al netto dei costi di produzione 4.515 286 4.801
- estensioni, nuove scoperte e miglioramenti di recupero,
al netto dei futuri costi di produzione e sviluppo
3.587 22 3.609
- revisioni di stime dei futuri costi di sviluppo e d’abbandono (9.915) (157) (10.072)
- costi di sviluppo sostenuti nell’esercizio, che riducono i futuri costi di sviluppo 7.401 208 7.609
- revisioni delle quantità stimate 4.686 (113) 4.573
- effetto dell’attualizzazione 6.112 29 6.141
- variazione netta delle imposte sul reddito 674 (67) 607
- acquisizioni di riserve 161   161
- cessioni di riserve (7) 81 74
- variazioni dei profili temporali di produzione e altre variazioni 586 84 670
Saldo aumenti (diminuzioni) 48 219 267
Valore al 31 dicembre 2009 31.500 257 31.757
Aumenti (diminuzioni):      
- vendite a terzi e a imprese consolidate, al netto dei costi di produzione (22.194) (243) (22.437)
- variazioni nette dei prezzi di vendita, al netto dei costi di produzione 24.415 406 24.821
- estensioni, nuove scoperte e miglioramenti di recupero,
al netto dei futuri costi di produzione e sviluppo
1.926 1.409 3.335
- revisioni di stime dei futuri costi di sviluppo e d’abbandono (6.464) (386) (6.850)
- costi di sviluppo sostenuti nell’esercizio, che riducono i futuri costi di sviluppo 8.520 368 8.888
- revisioni delle quantità stimate 12.600 143 12.743
- effetto dell’attualizzazione 6.519 53 6.572
- variazione netta delle imposte sul reddito (11.802) (1.115) (12.917)
- acquisizioni di riserve      
- cessioni di riserve (177)   (177)
- variazioni dei profili temporali di produzione e altre variazioni 1.234 191 1.425
Saldo aumenti (diminuzioni) 14.577 826 15.403
Valore al 31 dicembre 2010 46.077 1.083 47.160
Aumenti (diminuzioni):      
- vendite a terzi e a imprese consolidate, al netto dei costi di produzione (23.744) (300) (24.044)
- variazioni nette dei prezzi di vendita, al netto dei costi di produzione 40.961 442 41.403
- estensioni, nuove scoperte e miglioramenti di recupero,
al netto dei futuri costi di produzione e sviluppo
1.580 2.457 4.037
- revisioni di stime dei futuri costi di sviluppo e d’abbandono (3.890) (392) (4.282)
- costi di sviluppo sostenuti nell’esercizio, che riducono i futuri costi di sviluppo 7.301 866 8.167
- revisioni delle quantità stimate 1.337 (87) 1.250
- effetto dell’attualizzazione 8.640 235 8.875
- variazione netta delle imposte sul reddito (17.067) (1.678) (18.745)
- acquisizioni di riserve 37 10 47
- cessioni di riserve (146)   (146)
- variazioni dei profili temporali di produzione e altre variazioni 1.152 24 1.176
Saldo aumenti (diminuzioni) 16.161 1.577 17.738
Valore al 31 dicembre 2011 62.238 2.660 64.898

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