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Exploration & Production

Tabelle dati in Excel Tabelle dati in Excel

Principali indicatori di performance

2010 2011 2012
Indice di frequenza infortuni dipendenti (infortuni/ore lavorate) x 1.000.000 0,72 0,41 0,28
Indice di frequenza infortuni contrattisti 0,48 0,41 0,36
Fatality index (infortuni mortali/ore lavorate) x 100.000.000 7,90 1,83 0,81
Ricavi della gestione caratteristica (a) (€ milioni) 29.497 29.121 35.881
Utile operativo 13.866 15.887 18.451
Utile operativo adjusted 13.898 16.075 18.518
Utile netto adjusted 5.609 6.865 7.425
Investimenti tecnici 9.690 9.435 10.307
ROACE Adjusted (%) 16,0 17,2 17,6
Profit per boe (b) ($/boe) 11,91 16,98 15,95
Opex per boe (b) 6,14 7,28 7,10
Cash flow per boe (d) 25,52 31,65 32,77
Finding & Development cost per boe (c) (d) 19,32 18,82 17,37
Prezzi medi di realizzo degli idocarburi (d) 55,60 72,26 73,39
Produzione di idrocarburi (d) (e) (migliaia di boe/giorno) 1.815 1.581 1.701
Riserve certe di idrocarburi (d) (e) (milioni di boe) 6.843 7.086 7.166
Vita utile residua delle riserve certe (d) (e) (anni) 10,3 12,3 11,5
Tasso di rimpiazzo organico delle riserve al netto dell'effetto del coefficiente di conversione del gas (d) (%) 127 143 147
Dipendenti in servizio a fine periodo (numero) 10.276 10.425 11.304
di cui: all'estero 6.370 6.628 7.371
Oil spill da incidenti (barili) 3.820 2.930 3.093
Oil spill da atti di sabotaggio e terrorismo 18.695 7.657 8.384
Acqua di formazione re-iniettata (%) 44 43 49
Emissioni dirette di gas serra (milioni di tonnellate di CO2eq) 31,20 23,59 28,46
di cui: da flaring 13,83 9,55 9,46
Community investment (€ milioni) 72 62 59
  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.
  5. Dal 1° luglio 2012, il coefficiente di conversione da metri cubi a boe del gas naturale è stato aggiornato in 1 mc = 0,00643 barili di petrolio (in precedenza 1 mc = 0,00636 barili di petrolio). L’aggiornamento ha avuto un impatto di 9 mila boe/giorno sulla produzione e di 40 milioni di boe sul dato delle riserve a inizio periodo. Per ulteriori informazioni v. il paragrafo “Criteri di valutazione” delle Note al bilancio consolidato.

MOSTRA TUTTO

Performance dell’anno

  • Nel 2012 prosegue il trend di miglioramento degli indici infortunistici pari al -31,7% per i dipendenti e -12,2% per i contrattisti rispetto al 2011. Eni continua a mantenere elevati i livelli di attenzione alla sicurezza di tutte le attività.
  • Nel 2012 le emissioni di gas serra registrano un incremento del 20,6% per la ripresa delle attività in Libia. Rimangono sostanzialmente invariate (-0,9%) le emissioni da flaring.
  • Nel 2012 i volumi sversati per oil spill registrano un aumento (+5,6% da incidenti; +9,5% da atti di sabotaggio e terrorismo) a seguito essenzialmente degli eventi di forza maggiore e della situazione di sicurezza in Nigeria.
  • Raggiunto il migliore risultato di sempre nell’acqua re-iniettata, con un livello pari al 49%. In particolare l’avvio del programma sul giacimento Belayim (Eni 100%) in Egitto ha conseguito il risultato del 99%.
  • Nel 2012 il settore Exploration & Production registra una performance record con €7.425 milioni di utile netto adjusted in aumento dell’8,2% rispetto al 2011, trainata dalla ripresa della produzione in Libia.
  • La produzione di idrocarburi reported del 2012 è stata di 1.701 mila boe/giorno (+7% su base omogenea) grazie alla ripresa delle attività in Libia e al contributo degli avvii/regimazioni dell’anno, in particolare in Russia e Australia, nonché alle maggiori produzioni in Iraq.
  • Le riserve certe di idrocarburi al 31 dicembre 2012 raggiungono il livello record degli ultimi otto anni a 7,17 miliardi di barili, determinate sulla base del prezzo del marker Brent di 111 $/barile. Il tasso di rimpiazzo organico delle riserve certe è stato del 147% su base omogenea (107% all sources su base omogenea). La vita utile residua delle riserve è di 11,5 anni (12,3 anni nel 2011).

Esplorazione

Il 2012 è stato un anno record per l’attività esplorativa con risorse scoperte pari a 3,64 miliardi di boe, circa sei volte la produzione annua raggiungendo i migliori livelli di sempre, con tempi rapidi di sviluppo e a costi competitivi. L’approccio Eni nella selezione degli obiettivi di crescita, l’applicazione delle nostre avanzate tecnologie e la conoscenza dei bacini core saranno le chiavi per raggiungere i target futuri:

  • I numerosi successi registrati in Mozambico nel bacino offshore di Rovuma nell’Area 4 con la scoperta a gas del Mamba Complex hanno consentito di individuare un potenziale esplorativo di 2.115 miliardi di metri cubi di gas in place, confermando l’area come il più grande ritrovamento di sempre della storia Eni. Gli studi geologici evidenziano un’elevata produttività degli attuali pozzi esplorativi che permetterà di produrre l’ampia resource base dell’area attraverso un numero limitato di pozzi conseguendo livelli di elevata efficienza nel progetto.
  • Nel Mare di Barents la campagna di appraisal della scoperta Skrugard e la nuova scoperta Havis hanno evidenziato volumi recuperabili stimate in circa 500 milioni di barili al 100% nell’intera licenza PL 532 (Eni 30%).
  • Le recenti attività di appraisal della scoperta di Sankofa nella licenza Offshore Cape Three Points (Eni operatore con il 47,22%) in Ghana, confermano l’elevato potenziale dell’area che viene stimato complessivamente in circa 450 milioni di barili di olio in place.
  • Importante scoperta a gas nell’onshore del Pakistan con risorse stimate tra 8,5 e 11,5 miliardi di metri cubi di gas in place. Lo sviluppo del giacimento rientra nella strategia di Eni di focalizzazione su asset convenzionali e sinergici.
  • Sono state riavviate le attività esplorative onshore in Libia attraverso la perforazione del pozzo esplorativo A1-108/4 che raggiungerà una profondità totale di circa 4.420 metri. Si tratta del primo di una campagna esplorativa onshore che continuerà nel 2013 e che segna un altro passo importante per la ripresa delle attività upstream Eni nel Paese.
  • Ulteriori successi esplorativi dell’anno sono stati registrati in Egitto, Congo, Indonesia, Angola, Stati Uniti e Nigeria dove l’immediata disponibilità di infrastrutture consente di ridurre il time-to-market delle risorse scoperte.
  • Sono state acquisite licenze esplorative in Paesi ad elevato potenziale quali Kenia, Liberia, Vietnam, Cipro, nell’offshore Russo e di shale gas in Ucraina nonché in aree di consolidata presenza quali Cina, Pakistan, Indonesia e Norvegia.
  • Gli investimenti nell’esplorazione dell’anno ammontano a €1.850 milioni, +52,9% rispetto al 2011, e hanno riguardato il completamento di 60 nuovi pozzi esplorativi (34,1 in quota Eni). Il tasso di successo commerciale è del 40% (40,8% in quota Eni). A fine esercizio risultano 144 pozzi in progress (62 in quota Eni).

Sviluppi di portafoglio e di sostenibilità

  • È stato firmato l’accordo per la cessione alla società cinese CNPC della quota del 28,57% della società Eni East Africa, titolare del 70% della partecipazione nell’Area 4, nell’offshore del Mozambico, per un corrispettivo di $4.210 milioni. L’operazione è soggetta all’approvazione delle competenti autorità. Una volta finalizzata la cessione, CNPC attraverso la partecipazione in Eni East Africa acquisisce indirettamente la partecipazione del 20% nell’Area 4, mentre Eni attraverso la partecipazione di controllo in Eni East Africa, rimane proprietaria del 50%.
  • Finalizzato tra le Contracting Companies dell’FPSA di Karachaganak e le Autorità kazake il settlement agreement per la chiusura del contenzioso in materia di recuperabilità contrattuale dei costi. Per effetto dell’accordo le Contracting Companies hanno ceduto pro-quota a KazMunaiGaz il 10% del progetto per il corrispettivo netto di $1 miliardo ($325 milioni in quota Eni). La quota Eni nell’iniziativa scende dal 32,5% al 29,25%.
  • È stato firmato un accordo con Anadarko Petroleum Corporation che consentirà di realizzare in Mozambico un programma di sviluppo coordinato delle attività offshore in comune tra l’Area 4, operata da Eni, e l’Area 1, operata da Anadarko, che include la progettazione e realizzazione congiunta di impianti onshore per la produzione di GNL nel nord del Paese.
  • È stato firmato con la compagnia di stato vietnamita PetroVietnam un Memorandum of Understanding per lo sviluppo di opportunità di business in Vietnam e all’estero.
  • I partner del Consorzio di Kashagan e le Autorità kazakhe hanno firmato un Settlement Agreement per la revisione del piano di sviluppo (Amendment 4) contenente l’aggiornamento dei costi, l’update della tempistica del progetto e la chiusura dei contenziosi relativi alla recuperabilità dei costi contrattuali e fiscali. L’avvio della produzione commerciale è previsto entro il primo semestre 2013.
  • È stato raggiunto un Memorandum d’intesa con le Autorità regionali dello Yamal-Nenets, in Russia, per la realizzazione congiunta di progetti socio-economici e culturali nella regione.
  • Sono stati realizzati percorsi formativi nel campo dei Diritti Umani destinati al personale, impegnato in particolare nel campo della sicurezza, presso le realtà operative del Congo e dell’Angola. Il programma ha coinvolto complessivamente circa 900 persone nelle aree di Pointe Noire e Luanda, rispettivamente.
  • Nell’ambito del processo di ottimizzazione del portafoglio titoli e di selezione delle opportunità al fine di migliorare il costo di produzione Eni a vita intera, sono stati ceduti asset in produzione e sviluppo in Italia, Nigeria, Norvegia, Regno Unito e nell’offshore del Golfo del Messico;
  • È stato approvato dalle autorità venezuelane il piano di sviluppo del progetto a gas di Perla, localizzato nel Blocco Cardón IV (Eni 50%), nel Golfo di Venezuela. Inoltre nel corso dell’anno sono state sanzionate le ulteriori due fasi sviluppo in programma, con l’obiettivo di raggiungere un plateau stimato in circa 34 milioni di metri cubi/giorno.
  • Sono stati sanzionati importanti progetti, oltre al già citato giacimento Perla, in particolare in Angola, Congo e Nigeria e altri minori in Italia che contribuiranno con 59 mila boe/giorno di nuova produzione al 2016.
  • Sono stati investiti €8.304 milioni nel completamento di importanti progetti di sviluppo (+12,9% rispetto al 2011), in particolare in Norvegia, Stati Uniti, Congo, Italia, Kazakhstan, Angola e Algeria.
  • Nel 2012 la spesa complessiva in attività di Ricerca e Sviluppo del settore Exploration & Production è stata di €94 milioni (€90 milioni nel 2011).

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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.