Exploration & Production

Disattiva i grafici interattiviAttiva i grafici interattivi

Principali indicatori di performance

2011

2012

2013

(a)	Prima dell’eliminazione dei ricavi infrasettoriali.
(b)	Relativo alle società consolidate.
(c)	Media triennale.
(d)	Include la quota Eni delle joint venture e collegate valutate con il metodo del patrimonio netto.

Indice di frequenza infortuni dipendenti

(infortuni/ore lavorate) x 1.000.000

0,41

0,28

0,14

Indice di frequenza infortuni contrattisti

0,41

0,36

0,26

Fatality index

(infortuni mortali/ ore lavorate) x 100.000.000

1,83

0,81

Ricavi della gestione caratteristica ^(a)

(€ milioni)

29.121

35.881

31.268

Utile operativo

15.887

18.470

14.871

Utile operativo adjusted

16.075

18.537

14.646

Utile netto adjusted

6.865

7.426

5.952

Investimenti tecnici

9.435

10.307

10.475

ROACE Adjusted

(%)

17,2

17,6

13,5

Profit per boe ^(b)

($/boe)

17,0

16,0

15,5

Opex per boe ^(b)

7,3

7,1

8,3

Cash flow per boe ^(d)

31,7

32,8

31,9

Finding & Development cost per boe ^{(c) (d)}

18,8

17,4

19,2

Prezzi medi di realizzo degli idocarburi ^(d)

72,26

73,39

71,87

Produzione di idrocarburi ^(d)

(migliaia di boe/giorno)

1.581

1.701

1.619

Riserve certe di idrocarburi ^(d)

(milioni di boe)

7.086

7.166

6.535

Vita utile residua delle riserve certe ^(d)

(anni)

12,3

11,5

11,1

Tasso di rimpiazzo organico delle riserve ^(d)

(%)

143

147

105

Dipendenti in servizio a fine periodo

(numero)

10.425

11.304

12.352

di cui: all’estero

6.628

7.371

8.219

Oil spill operativi (>1 barile)

(barili)

2.930

3.015

1.728

Oil spill da sabotaggio (>1 barile)

7.657

8.436

5.493

Acqua di formazione rieniettata

(%)

Emissioni dirette di gas serra

(milioni di tonnellate di CO₂eq)

23,59

28,46

25,71

di cui: da flaring

9,55

9,46

8,48

Community investment

(€ milioni)

Mostra tutto

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

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).

Relazione Finanziaria Annuale 2013

Exploration & Production

Performance dell’anno

Ottimizzazione del portafoglio

Esplorazione

Sviluppi di portafoglio e di sostenibilità