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Rischio operation e connessi rischi in materia HSE

Le attività industriali di Eni in Italia e all’estero nei settori della ricerca, sviluppo e produzione d’idrocarburi, raffinazione e trasporto di carburanti e altri prodotti infiammabili e produzioni petrolchimiche sono esposte per loro natura ai rischi operativi di eventi dannosi per l’ambiente e le persone. Le cause potrebbero essere incidenti, guasti tecnici, malfunzionamenti, esplosioni, incendi, fuoriuscite di greggio e gas dai pozzi, rilascio di contaminanti, emissioni nocive, collisioni marine e altri accadimenti (v. anche il paragrafo che segue “Rischi specifici dell’attività oil&gas”). L’ambito di tali rischi è influenzato dalla geografia dei territori, la presenza di ecosistemi sensibili e la complessità tecnica delle attività industriali. Per questi motivi le attività nel campo degli idrocarburi sono soggette al rispetto di norme e leggi severe a tutela dell’ambiente, della salute e della sicurezza applicabili nelle varie giurisdizioni in cui Eni opera, comprese le leggi che attuano protocolli o convenzioni internazionali. Le norme impongono restrizioni e divieti di varie tipologie, prevedono il controllo e il rispetto dei limiti di emissione di sostanze inquinanti in aria, acqua e suolo, limitano il gas flaring e il venting, prescrivono la corretta gestione dei rifiuti e degli scarti industriali, oltre che la conservazione degli habitat e dei servizi ecosistemici a essi correlati, richiamando i gestori ad adempimenti sempre più rigorosi e stringenti in termini di misure di prevenzione e riduzione integrale dell’inquinamento. Gli oneri e i costi associati alle necessarie azioni da mettere in atto per rispettare gli obblighi previsti costituiscono una voce di costo significativa negli attuali esercizi e in quelli futuri. La violazione delle norme comporta sanzioni di natura penale e/o civile a carico dei responsabili e, in alcune giurisdizioni, sanzioni a carico delle aziende; ad esempio il modello europeo di responsabilità dell’impresa recepito in Italia con il D.Lgs. 121/2011 (a integrazione del D.Lgs. 231/2001) estende la disciplina della responsabilità amministrativa dell’ente ai reati in materia ambientale.

Il Gruppo ritiene di adottare sistemi gestionali, standard di sicurezza e pratiche operative di elevata qualità e affidabilità per assicurare il rispetto della regolamentazione ambientale e tutelare l’integrità delle operations, dell’ambiente, dei dipendenti e delle comunità che sono interessate dalle attività industriali del Gruppo. Ciononostante, il rischio potenziale di eventi dannosi di proporzioni anche rilevanti è ineliminabile. L’accadimento di un tale tipo di rischio potrebbe comportare rilevanti impatti sulla gestione del Gruppo, i risultati economici e finanziari, le prospettive e la reputazione.

Inoltre le leggi ambientali impongono l’obbligo a chi inquina di bonificare e ripristinare lo stato dei suoli e delle acque contaminate dai residui delle attività industriali o a seguito d’incidenti. Il Gruppo è particolarmente esposto a tali rischi in Italia, dove ad eccezione delle attività di ricerca e produzione di idrocarburi è concentrata la maggior parte delle installazioni industriali del Gruppo e per effetto della conduzione in passato di attività minero-metallurgiche e chimiche che sono state progressivamente chiuse e ristrutturate. Il bilancio Eni accoglie i costi che il Gruppo dovrà sostenere nei prossimi esercizi per eseguire le bonifiche e i ripristini di aree contaminate a causa delle proprie attività industriali e per i quali è stato possibile stimare l’ammontare dei relativi oneri in modo attendibile. Tuttavia è possibile che in futuro possano insorgere nuove passività legate a eventi passati a causa del rinvenimento di nuove contaminazioni, dei risultati delle caratterizzazioni in corso o da eseguire sui siti di interesse in base alla normativa ambientale corrente o a futuri sviluppi regolatori, l’esito dei procedimenti amministrativi o giudiziali in corso e ad altri fattori di rischio (v. il punto “Regolamentazione in materia ambientale di cui alla nota n. 34 al bilancio consolidato). Nel settore della ricerca e produzione di idrocarburi Eni conduce attività di trivellazione e altre operazioni di pozzo in ecosistemi complessi quali il Golfo del Messico, il Mar Caspio e in Artico nel Mare di Barents dove un incidente o una fuoriuscita di idrocarburi potrebbero causare danni gravi all’ambiente. In tali circostanze il Gruppo adotta pratiche operative ed azioni di mitigazione volte a ridurre la probabilità di accadimento dei rischi con impatto su ambiente e persone.

Di seguito è fornito un quadro delle principali regolamentazioni in materia di HSE e dei principali sistemi operativi adottati dal Gruppo per gestire il rischio.

Il rispetto della biodiversità e la salvaguardia dei servizi eco-sistemici, oltre che l’uso efficiente delle risorse naturali, costituiscono un requisito imprescindibile, in particolare per l’attività di prospezione, ricerca e produzione di idrocarburi, in aree geografiche dove queste condizioni possono anche determinare dei limiti nelle licenze ad operare.

Al fine di mitigare i rischi su indicati, Eni ha definito idonei strumenti di monitoraggio sulle tematiche afferenti il cambiamento climatico, le risorse idriche e la biodiversità, nonché di valutazione del rischio emergente. Anche a tali fini, Eni è attiva in gruppi di lavoro internazionali (OGP e IPIECA) volti a definire linee guida operative per favorire la riduzione dell’impronta ambientale e sociale delle attività oil&gas.

Di prassi, la tutela dell’ambiente si esplica mediante il controllo e il rispetto dei limiti di emissione di sostanze inquinanti in aria, acqua e suolo e la corretta gestione dei rifiuti prodotti, oltre che la conservazione degli habitat e dei servizi eco-sistemici ad essi correlati, attraverso l’applicazione di tecnologie e pratiche operative sempre più rigorose e stringenti in termini di prevenzione e riduzione integrate dell’inquinamento. L’adozione estesa in Eni di sistemi di gestione ambientali assicura la compliance normativa, il miglioramento continuo delle performance ambientali e l’efficacia delle azioni intraprese in termini di prevenzione e contenimento dei possibili impatti ambientali e l’implementazione di un controllo rigoroso.

La criticità della relazione ambiente - salute - comunità emerge non solo in contesti nuovi per Eni, ma anche in quelli caratterizzati da attività industriali ormai radicate; tale interesse si sta concretizzando in atti normativi che potranno avere come conseguenza l’imposizione ai settori industriali di limiti emissivi ancora più stringenti con potenziali effetti economici e occupazionali e potenziali rischi di sanzioni o richieste di risarcimento. Si sta sempre più rafforzando la richiesta delle autorità di valutare preventivamente il potenziale impatto sulle comunità locali delle nuove attività industriali e di quelle in esercizio al fine di porre in atto le necessarie azioni preventive già a partire dalla fase di progettazione e di autorizzazione all’esercizio.

La normativa europea riguardante la classificazione, produzione, commercializzazione, importazione e utilizzo degli agenti chimici si è sempre più evoluta e integrata negli ultimi anni con l’emissione del Regolamento (CE) n. 1907/2006 (conosciuto come REACH, Registration, Evaluation, Authorization and Restriction of Chemicals) e del Regolamento (CE) n. 1272/2008 (conosciuto come CLP, Classification Labeling and Packaging). Tali regolamenti, le cui ultime scadenze per l’applicazione sono fissate al 2018, hanno introdotto nuovi obblighi con un notevole impatto, soprattutto organizzativo, sulla gestione delle attività di Eni e in particolare nel rapporto con le attività produttive, i clienti, i fornitori e i contrattisti. Inoltre, in caso di mancata applicazione degli adempimenti previsti, sono definite pesanti sanzioni sia di tipo amministrativo sia penale fino ad arrivare alla sospensione della produzione e commercializzazione.

A luglio 2012 è stata pubblicata la Direttiva 2012/18/UE del 4 luglio 2012 sul controllo del pericolo di incidenti rilevanti connessi con sostanze pericolose, destinata ad abrogare e sostituire la direttiva 96/82/CE. In base alla nuova direttiva, entro il 1° giugno 2015, gli Stati membri dovranno adottare le nuove regole per il controllo dei pericoli di incidenti rilevanti. Il provvedimento prevede la riformulazione della classificazione delle sostanze pericolose alla luce degli ultimi regolamenti comunitari, la possibilità di modulare il campo di applicazione della normativa in relazione all’effettiva pericolosità delle medesime, l’ampliamento delle informazioni da mettere a disposizione delle Autorità competenti e del pubblico interessato.

Per quanto riguarda la tutela della salute e della sicurezza nei luoghi di lavoro, la normativa italiana ha enfatizzato il valore di modelli organizzativi e di gestione, attribuendo a questi efficacia esimente della responsabilità amministrativa dell’impresa, in caso di violazioni delle disposizioni legislative riguardanti la salute e la sicurezza sul luogo di lavoro. Eni ha reso obbligatoria l’adozione di tali sistemi in tutte le sue società che gestiscono un significativo rischio HSE.

Le strategie e le azioni Eni per la salute, la sicurezza e l’ambiente sono realizzate in accordo con quanto stabilito nelle policy aziendali e declinate nella MSG HSE. Il processo descritto nella MSG ha lo scopo di garantire una gestione operativa fondata sul principio della precauzione e che assicuri la massima efficacia nella prevenzione, gestione e controllo dei rischi in ambito HSE. La MSG descrive in modo chiaro ruoli e responsabilità dei diversi livelli organizzativi, disciplina le attività previste nei processi HSE e la loro interazione con gli altri processi aziendali e, mediante una gestione integrata, diffonde metodologie e criteri comuni all’interno di Eni. La MSG, basata su un ciclo annuale di pianificazione, attuazione, controllo e riesame dei risultati, è orientata alla prevenzione e protezione dei rischi e al controllo della gestione HSE secondo un ciclo di miglioramento continuo.

Il processo continuo di individuazione, valutazione e mitigazione dei rischi è alla base della gestione HSE in tutte le fasi di attività di ciascuna unità di business. Esso si attua attraverso l’adozione di sistemi di gestione che tengono conto della specificità delle attività, dei siti e del costante miglioramento degli impianti e dei processi. Progressivamente Eni sta andando a copertura di tutti i siti operativi con l’acquisizione delle Certificazioni OHSAS 18001 e ISO 14001. È previsto il completamento del Piano di Certificazione OHSAS 18001 per i siti a significativo rischio HSE entro il 2013.

Il sistema di controllo dei rischi HSE è basato sul monitoraggio periodico degli indicatori HSE (a cadenza trimestrale, semestrale e annuale) e su un piano strutturato di audit a copertura di tutti i siti, secondo le seguenti tipologie:

  • technical audit, volti ad accertare l’esistenza presso i siti/unità operative e sedi delle unità di business di adeguati sistemi di gestione, della loro corretta applicazione e coerenza con la MSG HSE, il Codice Etico e il Modello Organizzativo 231 Eni;
  • verifiche di acquisizione/mantenimento/rinnovo delle certificazioni dei sistemi di gestione (con frequenza annuale effettuate da un ente certificatore);
  • verifiche di conformità alle normative vigenti in materia HSE;
  • audit specifici per tematiche mirate (es. audit a seguito di segnalazioni, eventi, infortuni o incidenti).

L’attività di codificazione delle fasi operative consente di raggiungere, con sempre maggiore efficacia, il risultato di una riduzione del rischio industriale connesso all’errore umano nella gestione dell’impianto. Eni pone particolare enfasi alla sicurezza di processo e all’asset integrity, anche attraverso incontri di sensibilizzazione del middle management e la diffusione capillare di strumenti di verifica selettivi quali audit e verifiche specifiche.

Le eventuali emergenze operative che possono avere impatto su asset, persone e ambiente sono gestite dalle unità di business a livello di sito, con una propria organizzazione che predispone, per ciascun possibile scenario, un piano di risposta per limitare i danni e con l’individuazione dei ruoli e delle risorse deputate all’attuazione. Emblematica l’azione di Eni in Nigeria a fronte del permanere dei fenomeni di sabotaggio sugli oleodotti, per fronteggiare i quali sono stati attivati, fra gli altri, progetti di ricerca quali l’“Anti-intrusion innovative technologies deployment” volti a sviluppare nuove tecnologie per contrastare e ridurre il fenomeno “oil theft”.

In caso di emergenze di maggiore rilievo i siti di Eni sono coadiuvati dall’Unità di Crisi Corporate che supporta le divisioni e società nella gestione dell’evento, attraverso un team specialistico che ha il compito di coordinare l’apporto di risorse, mezzi e attrezzature interne ed esterne a Eni.

In aggiunta al sistema di gestione, monitoraggio e risposta ai rischi di natura HSE, Eni ha attivato coperture assicurative tramite la partecipazione alla mutua Oil Insurance Limited e altri partner assicurativi per limitare i possibili effetti economici derivanti dai danni provocati a terzi, alle proprietà industriali e all’ambiente in caso di incidente. L’ammontare coperto varia in base alla tipologia dell’evento e comunque rappresenta una quota significativa della capacità messa a disposizione dal mercato di riferimento.

In particolare, gli sversamenti di petrolio o altri danni all’ambiente sono coperti in base alle polizze stipulate per oneri per bonifiche, danni a terzi e contenimento del danno fino a un massimo di €1,1 miliardi per incidenti offshore e $1,5 miliardi per l’onshore (le raffinerie). A queste si aggiungono polizze assicurative che coprono le responsabilità del proprietario, dell’operatore e del noleggiatore di mezzi navali in base ai seguenti massimali: $1 miliardo per le responsabilità connesse alla flotta di proprietà della LNG Shipping e delle FPSO utilizzate dal settore Exploration & Production nello sviluppo di giacimenti offshore; $500 milioni nel caso di noleggio di time charter.

A seguito dell’incidente occorso nel 2010 nell’offshore profondo del Golfo del Messico, il governo statunitense e i governi di altri Paesi hanno adottato regolamentazioni più stringenti in tema di attività di ricerca ed estrazione di idrocarburi. Al fine di garantire la massima sicurezza delle proprie operazioni nel Golfo, Eni ha aderito al consorzio guidato dalla società Helix che ha partecipato alle operazioni di contenimento del pozzo Macondo. Il sistema denominato Helix Fast Response System (HFRS) effettua le operazioni di contenimento sottomarino dei pozzi in eruzione, l’evacuazione in superficie degli idrocarburi e il loro stivaggio e trasporto alla costa.

Eni in consorzio con le principali major ha attivato un agreement con Wild Well Control, per l’utilizzo del “Global Subsea Well Containment equipment”. L’attrezzatura è in grado di essere trasportata via aerea in tutte le regioni ove Eni ha operazioni deep water.

La risposta internazionale delle oil company a Macondo ha compreso anche l’avvio di alcuni Joint Industry Project (JIP) in ambito oil spill response. Eni partecipa attivamente ai JIP promossi da OGP e IPIECA e in collaborazione con altre oil companies. Eni sta sviluppando in proprio tecnologie brevettate volte sia a ridurre il rischio di incidenti sia ad accelerare il recupero di eventuale olio sversato a mare. I vari progetti si propongono di accrescere il know-how delle oil company sulle strategie antinquinamento in funzione dei diversi ecosistemi marini in cui esse operano, di rafforzare la rete relazionale tra le diverse oil company e di promuovere, anche tra le istituzioni, l’ottimizzazione delle tecniche di risposta e non ultimo una politica più razionale di uso dei disperdenti.

Inoltre, Eni ha siglato un Memorandum of Understanding con Regional Marine Pollution Emergency Response Centre for the Mediterranean Sea (REMPEC) e Department of Merchant Shipping of Cyprus (DMS) per la collaborazione al progetto “Mediterranean Decision Support System for Marine Safety” (MEDESS-4MS) dedicato al rafforzamento della sicurezza marittima tramite la mitigazione del rischio e degli impatti associati agli oil spill nell’area del Mediterraneo.

In ambito italiano, il legislatore, con il D.Lgs. 128/2010 che modificava l’art. 6, comma 17, del D.Lgs. 152/2006, tuttora in vigore, ha introdotto alcune restrizioni alle attività di ricerca ed estrazione degli idrocarburi mantenendo tuttavia l’efficacia dei titoli abilitativi in essere alla data di entrata in vigore del decreto stesso. La nuova norma dispone l’esclusione dal divieto alle attività di ricerca ed estrazione nelle zone di mare poste entro dodici miglia dalla costa per le istanze di concessione di coltivazione idrocarburi, già formalmente presentate alla data di introduzione del D.Lgs. 128/2010. In seguito all’incidente di Macondo a livello europeo è in avanzata fase di discussione una proposta di Regolamento delle attività di esplorazione e produzione offshore di petrolio e gas avente lo scopo di sostituire le esistenti legislazioni nazionali e uniformare l’approccio legislativo a livello europeo.

Rischi strategici

I rischi strategici possono derivare da cambiamenti del contesto operativo o da decisioni aziendali non adeguate o scarsamente reattive al contesto competitivo o dall’esposizione a variabili di mercato poste fuori del controllo del management.

Di estremo rilievo è il rischio collegato a un set di esposizioni, intrinseche al business, che per scelta strategica non sono oggetto di sistematica attività di gestione e/o di copertura economica da parte delle business unit, salvo particolari situazioni aziendali o di mercato; per tali rischi non esiste pertanto una delega a operare, né un limite di rischio assegnato. A oggi, tali esposizioni includono quelle identificate direttamente dal CdA in quanto frutto di scelte strategiche, le esposizioni associate al programma di produzione delle riserve certe e probabili, i contratti a lungo termine di approvvigionamento gas per la parte non bilanciata da contratti di vendita (già stipulati o caratterizzati da elevata probabilità di manifestazione), il margine di raffinazione e le scorte obbligatorie minime (intrinseco al business). In tale contesto, il CdA approva la quota massima dei volumi associati al margine di raffinazione da allocare alle attività di Asset Backed Trading. Lo svolgimento di attività di copertura di tale rischio, dato il carattere di straordinarietà, è demandato al top management. Tale fattispecie per sua natura non è soggetta a specifici limiti di rischio, ma è comunque oggetto di misurazione e monitoraggio.

Un altro rischio strategico è rappresentato da evoluzioni dello scenario tecnologico, tali da determinare l’introduzione sul mercato di tecnologie breakthrough con forti impatti sul business di Eni. A tal riguardo, Eni ha affidato a strutture organizzative dedicate, a livello centrale, il monitoraggio sull’evoluzione delle tecnologie di interesse e sui possibili impatti che deriverebbero dall’introduzione delle stesse. Inoltre, assumono estremo rilievo nella mitigazione del rischio in oggetto il presidio di Eni in tema di ricerca e sviluppo tecnologico, al fine di assicurare al business la disponibilità di soluzioni tecnologiche aggiornate e innovative, nonché la diversificazione del portafoglio tecnologico e degli investimenti per tematiche trasversali e per singole aree di business.

Tra i rischi strategici vi sono, inoltre, quelli associati all’evoluzione del quadro competitivo del mercato del gas in Europa e del contesto normativo-regolatorio specifico italiano, oltre che più in generale i rischi connessi alla ciclicità del settore oil&gas.

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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.