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Exploration & Production

Tabelle dati in Excel Tabelle dati in Excel

Principali indicatori di performance

2009 2010 2011
Indice di frequenza infortuni dipendenti (infortuni/ore lavorate) x 1.000.000 0,49 0,72 0,41
Indice di frequenza infortuni contrattisti 0,59 0,48 0,41
Fatality index (infortuni mortali /ore lavorate) x 100.000.000 1,77 7,90 1,83
Ricavi della gestione caratteristica (a) (milioni di euro) 23.801 29.497 29.121
Utile operativo 9.120 13.866 15.887
Utile operativo adjusted 9.484 13.884 16.077
Utile netto adjusted 3.878 5.600 6.866
Investimenti tecnici 9.486 9.690 9.435
Capitale investito netto adjusted a fine periodo 32.455 37.646 42.024
ROACE adjusted (%) 12,3 16,0 17,2
Profit per boe (b) ($/boe) 8,14 11,91 16,98
Opex per boe (b) 5,77 6,14 7,28
Cash flow per boe   23,70 25,52 31,65
Finding & Development cost per boe (c) 28,90 19,32 18,82
Prezzi medi di realizzo degli idrocarburi (d) 46,90 55,60 55,60
Produzione di idrocarburi (d) (migliaia di boe/giorno) 1.769 1.815 1.581
Riserve certe di idrocarburi (d) (milioni di boe) 6.571 6.843 7.086
Vita utile residua delle riserve certe (d) (anni) 10,2 10,3 12,3
Tasso di rimpiazzo all sources delle riserve (d) (%) 96 125 142
Dipendenti in servizio a fine periodo (numero) 10.271 10.276 10.425
di cui: all'estero 6.388 6.370 6.628
Oil spill da incidenti (barili) 6.259 3.820 2.930
Oil spill da atti di sabotaggio e terrorismo 15.288 18.695 6.127
Acqua di formazione re-iniettata (%) 39 44 43
Emissioni dirette di gas serra (milioni di tonnellate di CO2eq) 29,73 31,20 23,59
di cui: da flaring 13,84 13,83 9,55
Community investment (milioni di euro) 67 72 62
  1. Prima dell'eliminazione dei ricavi infrasettoriali.
  2. Relativo alle società consolidate.
  3. Media triennale.
  4. Include la quota Eni delle joint venture e collegate valutate con il metodo del patrimonio netto.

MOSTRA TUTTO

Performance dell’anno

  • Nel 2011 prosegue il trend di miglioramento degli indici infortunistici pari al -43,1% per i dipendenti e -14,6% per i contrattisti rispetto al 2010.
  • In sensibile calo le emissioni di gas serra (totali e da flaring) grazie al completamento di alcuni progetti di gas recovery in particolare in Nigeria e all’entrata a regime di due turbine in una centrale elettrica alimentata con gas associato in Congo. La performance è stata anche influenzata dalla minore attività in Libia.
  • Nel 2011 il settore E&P ha realizzato un’eccellente performance con 6.866 milioni di euro di utile netto adjusted in aumento del 22,6% rispetto al 2010. I driver sono stati l’aumento del prezzo del petrolio e il ripristino della produzione in Libia in tempi record.
  • Il ROACE adjusted è pari al 17,2% nel 2011 (16% nel 2010).

Scoperta giant in Mozambico

  • La scoperta a gas giant in Mozambico supera ogni aspettativa e apre straordinarie opportunità di sviluppo in Asia dove il fabbisogno energetico cresce a ritmi sostenuti. Il pozzo esplorativo Mamba South e i recenti Mamba North e Mamba North East perforati nell’Area 4 del bacino offshore di Rovuma hanno consentito di individuare un potenziale esplorativo di almeno 1.133 miliardi di metri cubi di gas in posto. Si tratta della più importante scoperta mai realizzata da Eni in qualità di operatore.

Ripresa delle attività in Libia

  • Il ripristino in tempi record delle attività Eni in Libia ha consentito di limitare l’impatto della Rivoluzione sui risultati del 2011. Gli asset Eni erogano alla data corrente circa 240 mila boe/giorno; il management prevede il recupero e la piena regimazione del plateau produttivo ante-crisi di 280 mila boe/giorno entro il secondo semestre del 2012. Il 20 dicembre 2011 Eni ha notificato alla controparte libica NOC la cessazione dello stato di forza maggiore dichiarato nell’aprile 2011.

Avvio del progetto Perla in Venezuela

  • È stato firmato con la compagnia di Stato venezuelana PDVSA il Gas Sale Agreement per lo sfruttamento commerciale della scoperta a gas giant di Perla con volumi in place di oltre 450 miliardi di metri cubi. Il piano di sviluppo prevede tre fasi con la produzione fino al 2036 di circa 246 miliardi di metri cubi e un erogato di picco pari a 34 milioni di metri cubi/giorno. Il gas sarà destinato alla domanda interna e in parte esportato. Gli investimenti riguardanti la prima fase di sviluppo sono stimati in 1,4 miliardi di dollari al 100%.

Portafoglio

Nonostante il 2011 sia stato segnato dagli eventi libici, il management ha continuato ad attuare la propria strategia di crescita di lungo termine. L’applicazione del modello di cooperazione Eni, il consolidamento della presenza nelle aree core e l’ingresso in aree ad elevato potenziale assicurano le basi per una nuova fase di sviluppo:

  • È stato firmato con PetroChina un Memorandum of Understanding per promuovere iniziative congiunte nello sviluppo degli idrocarburi convenzionali e non convenzionali in Cina e all’estero. Analogo accordo strategico è stato firmato con Sinopec.
  • È stato raggiunto con Sonatrach un accordo di cooperazione per l’esplorazione e lo sviluppo di idrocarburi non convenzionali in Algeria, in particolare di risorse di shale gas.
  • È stato ratificato un Memorandum of Understanding di ampia portata con PetroSA, la compagnia di Stato della Repubblica del Sudafrica. L’accordo è volto a promuovere iniziative congiunte nell’esplorazione e nello sviluppo di idrocarburi convenzionali e non convenzionali nel Paese e in Africa. Inoltre Eni assicurerà forniture long-term di GNL e prodotti raffinati a sostegno dello sviluppo economico del Paese.
  • È stato raggiunto con le Autorità di Stato dell’Egitto un accordo per rilanciare le attività petrolifere nel Paese in particolare nelle aree del Deserto Occidentale, nel Mar Mediterraneo e nella zona del Sinai, che riguarderanno sia lo sviluppo, attraverso la perforazione di pozzi aggiuntivi e l’accelerazione della produzione da nuove scoperte, sia l’esplorazione, con la perforazione di 12 pozzi.
  • È stata acquisita dalla società Cadogan Petroleum plc un’interessenza in due licenze di esplorazione e sviluppo in aree comprese nel bacino Dniepr-Donetz, in Ucraina.
  • È stato firmato un accordo con la società MEO Australia per l’ingresso nello sviluppo delle scoperte a gas di Heron e Blackwood nel Permesso NT/P-68, nel Mar di Timor. Inoltre, è stata acquisita la quota netta del 32,5% della scoperta a gas Evans Shoal nel Mare di Timor, in Australia, con volumi di gas in place di 198 miliardi di metri cubi.
  • Sono stati acquisiti i contratti esplorativi con il ruolo di operatore dei Blocchi Arguni I e North Ganal, situati nell’onshore e nell’offshore indonesiano. Le attività a progetto riguardano lo sviluppo di risorse di gas naturale che saranno destinate agli impianti di liquefazione già in produzione nei pressi di entrambe le aree esplorative.
  • È stata acquisita con il ruolo di operatore la licenza esplorativa PL657 (Eni 80%) nel Mare di Barents, in prossimità del giacimento Goliat operato (Eni 65%). In caso di successo esplorativo l’eventuale sviluppo potrà beneficiare della vicinanza delle facility esistenti e ridurre significativamente il time-to-market.
  • È stato firmato con le Autorità angolane il Production Sharing Contract per l’esplorazione del Blocco 35 (Eni 30%, operatore) in un bacino offshore di grande interesse minerario.

Accordi per il giacimento Karachaganak in Kazakhstan

  • Il 14 dicembre 2011 le Contractors Companies del Final Production Sharing Agreement di Karachaganak hanno firmato un accordo vincolante con la Repubblica del Kazakhstan per la chiusura di tutti i contenziosi in corso e l’ingresso nel consorzio della compagnia di Stato KazMunaiGaz con il 10% e la diluizione proporzionale delle quote delle contractor companies. L’accordo diverrà effettivo entro il 30 giugno 2012 al verificarsi di una serie di condizioni sospensive.

Produzione

  • La produzione di idrocarburi del 2011 è stata di 1.581 mila boe/giorno, evidenziando una flessione del 12,9% rispetto al 2010 a causa essenzialmente della perdita dell’output libico. Gli elevati prezzi del petrolio hanno determinato minori entitlement nei contratti di Production Sharing Agreement (PSA) e altri schemi similari stimati in circa 30 mila boe/giorno. Al netto di tale effetto oltre che della citata forza maggiore in Libia, la produzione risulta in linea.
  • Nel 2011 i volumi sversati per oil spill da incidenti registrano una riduzione del 23%, grazie alle costanti attività di prevenzione avviate.
  • Nel corso dell’anno sono stati effettuati 11 nuovi avvii produttivi che contribuiranno con circa 80 mila boe/giorno di plateau alle produzioni di medio termine.
  • Sono state ottenute diverse decisioni finali di investimento relative, oltre al già citato giacimento Perla, ai progetti a gas del giant Samburgskoye e Urengoskoye in Siberia, nonché altri progetti in Norvegia e Golfo del Messico che contribuiranno con 140 mila boe/giorno di nuova produzione al plateau 2015.

Riserve

  • Le riserve certe di idrocarburi al 31 dicembre 2011 determinate sulla base del prezzo di 111 dollari/barile per il marker Brent raggiungono il livello di 7,09 miliardi di boe (+3,6% rispetto al 2010). Il tasso di rimpiazzo all sources delle riserve certe è stato del 142%. Escludendo l’effetto prezzo il tasso di rimpiazzo sarebbe pari al 159%. La vita utile residua è di 12,3 anni (10,3 anni al 31 dicembre 2010).

Investimenti

  • Nel 2011 sono stati investiti 9.435 milioni di euro per la valorizzazione degli asset nelle aree di consolidata presenza quali Africa, Golfo del Messico e Asia Centrale. La selettiva campagna esplorativa dell’anno (1.210 milioni di euro, +19,6% rispetto al 2010) ha riguardato il completamento di 56 nuovi pozzi esplorativi (28 in quota Eni), con un tasso di successo commerciale del 42% (38,6% in quota Eni). A fine esercizio risultano 17 pozzi in progress (9,9 in quota Eni).
  • Nel 2011 la resource base Eni è stata incrementata di 1,1 miliardi di boe con numerose scoperte esplorative. I successi esplorativi conseguiti nell’anno hanno riguardato, oltre alla citata scoperta in Mozambico, l’appraisal della scoperta giant di Perla in Venezuela, le importanti scoperte di Jangkrik North East (Eni 55%, operatore) in Indonesia e Skrugard/Havis (Eni 30%) nel Mare di Barents, le scoperte/appraisal nel Blocco 15/06 (Eni 35%, operatore) nell’offshore angolano, oltre quelle registrate nel Golfo del Messico, Ghana, Egitto, Pakistan, Regno Unito e Nigeria.
  • Sono stati investiti 7.357 milioni di euro nel completamento di importanti progetti di sviluppo, in particolare in Norvegia, Kazhakstan, Algeria, Stati Uniti, Italia, Congo ed Egitto.
  • Nel 2011 la spesa complessiva in attività di Ricerca e Sviluppo del settore Exploration & Production è stata di 90 milioni di euro (98 milioni di euro nel 2010).

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Siamo un’impresa integrata nell’energia, impegnata a crescere nell’attivita di ricerca, produzione, trasporto, trasformazione e commercializzazione di petrolio e gas naturale. Tutti gli uomini e le donne di eni hanno una passione per le sfide, il miglioramento continuo, l’eccellenza e attribuiscono un valore fondamentale alla persona, all’ambiente e all’integrità.