Exploration & Production

Performance dell’anno

• Nel 2013 prosegue il trend di miglioramento degli indici infortunistici pari al -48,7% per i dipendenti e -28,8% per i contrattisti rispetto al 2012, nonché un fatility index che risulta pari a zero. Eni continua a mantenere elevati i livelli di attenzione alla sicurezza di tutte le attività, in particolare il programma “eni in safety” ha visto nel settore E&P un coinvolgimento di oltre 1.600 persone in Italia e all’estero.
• Le emissioni dirette di gas serra risultano in riduzione del 9,7% rispetto all’esercizio di confronto (-10,4% le emissioni da flaring), a seguito, in particolare, dei programmi di flaring down completati in Nigeria e alle maggiori forniture alle centrali elettriche in Congo (in particolare la Centrale CEC, Eni 20%).
• In riduzione i volumi sversati per oil spill (-42,7% per quelli operativi; -34,9% da sabotaggio) e zero blow-out per il decimo anno consecutivo.
• Prosegue il trend di miglioramento nell’acqua re-iniettata, con un livello record pari al 55%. In particolare è stato esteso per i prossimi anni un piano di re-iniezione di acqua nell’onshore Nigeriano.
• Nel 2013 il settore E&P registra una riduzione di €1.474 milioni di utile netto adjusted pari al 20% rispetto al 2012, a causa delle interruzioni straordinarie, in particolare, in Libia, Nigeria e Algeria. La generazione di cassa è stata robusta con $30 per barile prodotto grazie alla competitiva posizione di costo.
• La produzione di idrocarburi del 2013 è stata di 1.619 mila boe/giorno con una flessione del 4,8% rispetto al 2012 principalmente a causa di fattori geopolitici. Il contributo degli avvii/regimazioni dell’anno hanno parzialmente assorbito l’effetto delle fermate programmate e problemi tecnici nonché i declini delle produzioni mature.
• Le riserve certe di idrocarburi al 31 dicembre 2013 ammontano a 6,54 miliardi di barili, determinate sulla base del prezzo del marker Brent di $108 per barile. Il tasso di rimpiazzo organico delle riserve certe è stato del 105%. La vita utile residua delle riserve è di 11,1 anni (11,5 anni nel 2012).

Ottimizzazione del portafoglio

• È stata perfezionata la cessione del 20% dell’Area 4 operata in Mozambico al partner cinese CNPC per il corrispettivo di €3,4 miliardi. L’operazione consente di anticipare di molti anni i cash flow futuri attesi dallo sviluppo dell’asset. L’entrata di CNPC nell’Area 4 ha valenza strategica per il progetto in considerazione della rilevanza del nuovo partner nei settori upstream e downstream a livello mondiale.
• È stata ceduta a società del Gruppo Gazprom la partecipazione del 60% nella joint venture Artic Russia che possiede il 49% di Severenergia società titolare di quattro licenze di esplorazione e produzione d’idrocarburi in Russia. Il corrispettivo della cessione di €2,2 miliardi è stato incassato il 15 gennaio 2014.
• Sono state acquisite licenze esplorative in Paesi che si propongono come nuove frontiere nel campo della ricerca degli idrocarburi, quali il Vietnam, Myanmar e la Groenlandia, in aree ad elevato potenziale quale Cipro, l’offshore Russo e il Kenia, nonché in aree di consolidata presenza quali Australia, Indonesia, Cina, Congo, Egitto e Norvegia.

Esplorazione

• Il 2013 è stato un anno di successo per l’attività esplorativa con risorse scoperte pari a circa 1,8 miliardi di boe al costo unitario competitivo di $1,2 per barile:
• La campagna esplorativa dell’anno in Mozambico nel bacino offshore di Rovuma nell’Area 4 (Eni 50%, operatore) ha riguardato l’appraisal delle scoperte di Mamba e Coral e un nuovo prospect nella zona meridionale dell’Area 4, con la scoperta di Agulha. Il potenziale minerario complessivo è ora stimato in 2.650 miliardi di metri cubi di gas in place.
• Le recenti attività di appraisal della scoperta di Sankofa East nella licenza Offshore Cape Three Points (Eni operatore con il 47,22%) in Ghana, ha confermano l’elevato potenziale a olio anche nella parte occidentale. Si stima il potenziale complessivo della scoperta Sankofa East in circa 450 milioni di barili di olio in place con risorse recuperabili fino a 150 milioni di barili.
• È stata effettuata la nuova scoperta a olio Skavl (Eni 30%) nel Mare di Barents in Norvegia, che si conferma area straordinariamente prolifica e si aggiunge alle recenti scoperte a olio e gas di Skrugard e Havis. Le riserve di olio recuperabili nell’intera licenza sono stimate in oltre 500 milioni di barili al 100% e saranno oggetto di un piano di sviluppo congiunto rapido ed efficiente.
• Le recenti scoperte e attività di appraisal nel Blocco Marine XII (Eni 65%, operatore) in Congo portano il potenziale minerario dell’area a 2,5 miliardi di boe in place.
• Ulteriori successi esplorativi dell’anno sono stati registrati in Australia, Angola, Egitto, Norvegia e Pakistan dove l’immediata disponibilità di infrastrutture consentirà uno sviluppo con costi contenuti e ridotto time-to-market.
• È stato completato con Rosneft l’accordo di cooperazione strategica per la conduzione di attività esplorative nell’offshore russo del Mare di Barents (licenze di Fedynsky e Central Barents), dove sono stati avviati i rilievi sismografici e del Mar Nero (licenza di Western Chernomorsky).
• Firmato un accordo con Quicksilver per l’esplorazione e lo sviluppo congiunto di giacimenti a olio non convenzionale (shale oil) nell’onshore degli Stati Uniti. In particolare, Eni parteciperà con la quota del 50%.
• Gli investimenti nell’esplorazione dell’anno ammontano a €1.669 milioni. Nell’anno sono stati completati 53 nuovi pozzi esplorativi (27,8 in quota Eni). Il tasso di successo commerciale è del 36,9% (38,5% in quota Eni). A fine esercizio risultano 129 pozzi in progress (55 in quota Eni).

Sviluppi di portafoglio e di sostenibilità

• Sono stati realizzati percorsi formativi nel campo dei Diritti Umani destinati al personale, impegnato in particolare nel campo della sicurezza, presso le realtà operative dell’Indonesia e dell’Algeria. Il programma ha coinvolto complessivamente circa 200 persone nelle aree di Jakarta, del Borneo e Algeri. Tali attività formative sono parte di un programma pluriennale eseguito da Eni che è stato presentato al Global Compact Leaders Summit del settembre 2013.
• Nel 2013 la spesa complessiva in interventi per il territorio è stata di €53 milioni (€59 milioni nel 2012). é proseguito l’impegno sul fronte “accesso all’energia” in Congo e in Nigeria.
• È stata avviata la accelerated early production del giacimento giant a olio pesante Junin 5 (Eni 40%), nella Faja dell’Orinoco, con volumi in place certificati di 35 miliardi di barili. La produzione della prima fase di early production è prevista raggiungere un plateau di 75 mila barili/giorno alla fine del 2015.
• In linea con i piani produttivi, sono stati avviati, oltre al citato Junin 5, il progetto MLE-CAFC (Eni 75%) ed El Merk (Eni 12,25%) in Algeria, l’impianto di liquefazione Angola LNG (Eni 13,6%) e altri in Egitto, Nigeria, Norvegia e Regno Unito nonché sono stati sanzionati 7 progetti rilevanti. L’avvio dei nuovi giacimenti e le regimazioni di quelli già in produzione hanno contribuito con 140 mila boe/giorno di nuova produzione.
• Sono stati investiti €8.580 milioni nel completamento di importanti progetti di sviluppo (+3,3% rispetto al 2012), in particolare in Norvegia, Stati Uniti, Angola, Congo, Italia, Nigeria, Kazakhstan, Egitto e Regno Unito.
• Nel 2013 la spesa complessiva in attività di Ricerca e Sviluppo del settore Exploration & Production è stata di €87 milioni (€94 milioni nel 2012).